К оглавлению журнала

 

УДК 553.98(470.45)

© Коллектив авторов, 1993

Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья

Д. Д. АКСЕНОВ (ИГиРГИ), Д. Д. НОВИКОВ, Л. X. БАГОВ, В. Н. МИХАЛЬКОВА (Нижневолжскнефть)

Волгоградское Заволжье является составным элементом Прикаспийской синеклизы, в пределах которого промышленные скопления УВ выявлены в отложениях под- и надсолевого этажей, при этом основные неразведанные ресурсы приурочены к подсолевым отложениям. В тектоническом строении подсолевого структурного этажа синеклизы выделяются прибортовые ступени (внешняя и внутренняя), моноклинальные склоны и центральная, наиболее погруженная область (рис. 1).

Внешняя Бортовая ступень относится к региональной мобильной зоне сочленения надпорядковых структур Восточно-Европейской платформы с Прикаспийской синеклизой. Для нее характерно ступенчатое погружение пород по направлению к внутренней части синеклизы. Ступени осложнены тектоноседиментационными структурами небольших и средних размеров, объединенных в протяженные валы и антиклинальные складки. Глубина залегания подсолевых отложений в их пределах изменяется от 2 до 4 км.

Внутренние прибортовые ступени синеклизы осложнены системой крупных геоструктурных элементов в виде сводовых поднятий (южный и восточный сегменты), мегавалов (западный и северный сегменты) и разделяющих их впадин и мегапрогибов. Строение сводовых поднятий и мегавалов в свою очередь осложнено валами, куполовидными поднятиями и рифогенными постройками, благоприятными для формирования залежей нефти и газа.

Отмеченные структурные элементы прибортовых ступеней синеклизы представляют собой первоочередные объекты поиска зон нефтегазонакопления. Именно с ними связаны все известные месторождения нефти, газа и газоконденсата, обнаруженные за последние годы в подсолевых отложениях Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Моноклинальные склоны синеклизы изучены слабо и их строение дискуссионно. Наименее изученной остается центральная депрессия, где породы фундамента залегают на глубине до 20 км и ниже.

Строение, условия формирования и размещения линейно-вытянутых валов и рифогенных построек, развитых в пределах прибортовых ступеней и моноклинальных склонов синеклизы, изучены недостаточно, особенно в ее западном сегментеВолгоградском Заволжье. По внешней Бортовой ступени изученность бурением составляет 59 км2/скв. или 20 м/км2, по внутренней — 1023 км2/скв. или 0,743 м/км2; изученность сейсморазведкой методом ОГТ для названных элементов — 0,829 км/км2.

В строении западной части внешней бортовой зоны имеется много общего с ее северной частью, особенности которой изучены лучше. Здесь выявлены локальные поднятия на уровне нижнепермских, каменноугольных, верхне- и среднедевонских отложений, группирующихся в протяженные антиклинальные зоны вдоль соответствующего возраста карбонатных уступов. Бровки послед- них также осложнены поднятиями рифовой природы. Во внутренней прибортовой ступени, расположенной южнее наиболее древнего девонско-турнейского уступа, в пределах Карачаганакско-Кобландинского поднятия, открыто крупное Карачаганакское газоконденсатное месторождение [2].

Указанные геоструктурные элементы северной части прибортовой зоны Прикаспийской синеклизы продолжаются в ее западной и юго-западной части. К их числу во внешней части Волгоградского Заволжья относится Николаевско-Городищенская бортовая ступень, а во внутренней Ахтубинско-Палласовский мегавал и его южное продолжение Обильненско-Цацинский вал (рис. 2).

Николаевско-Городищенская бортовая ступень изучена неравномерно и недостаточно как по площади, так и по глубине. Более детально освещено строение подсолевого комплекса лишь на уровне отражающих горизонтов нижней перми, нижнего карбона и верхнего девона. Здесь за последние годы выполнен большой объем сейсморазведочных работ и бурения, что позволило выявить несколько десятков поднятий на уровне горизонтов верхнего девона и нижнего карбона, группирующихся в протяженные линейно-вытянутые антиклинальные складки, простирающиеся на 300— 400 км субпараллельно борту синеклизы. Размеры локальных поднятий увеличиваются с глубиной от нижнепермских к среднедевонским.

В 70-х годах промышленные притоки газа в пределах данной ступени были получены из нижнепермских отложений с глубины 2200— 2500 м на Комсомольской, Солдатско-Степновской и Южно-Кисловской площадях. Выявленные залежи газа имеют небольшие размеры с запасами менее 0,5 млрд. м3. Позже с помощью параметрической скв. 262 (Лободинская) открыта газоконденсатная залежь, приуроченная к известнякам нижнебашкирского горизонта на глубине 4300 м.

По мере совершенствования геофизических методов в 80-х годах в пределах Бортовой ступени сейсморазведкой были закартированы погребенные тектоноседиментационные структуры на уровне нижнего карбона и верхнего девона. За 1986—-1991 гг. из девяти подготовленных и разбуренных структур промышленная нефтеносность установлена на восьми поднятиях. Открыты четыре нефтяные месторождения (Малышевское, Левчуновское, Центральное и Алексеевское) и получены промышленные притоки на находящихся в бурении площадях Прибрежной, Юрьевской, Сергеевской и Новоникольской. Выявленные запасы залежей составляют 1,5—4,5 млн т, дебитыот 50 до 156 м3/сут на штуцере 7 мм. Залежи приурочены к песчаникам бобриковского горизонта и известнякам малиновского, кизеловского, черепетского и упинского горизонтов; относятся к пластово-сводовому типу (рис. 3).

По данным сейсморазведки предполагается, что на уровне горизонтов среднего девона поднятия имеют более крупные размеры (см. рис. 2, рис. 4), а их строение будет сходным поднятиям зайкинской группы месторождений, которые расположены в пределах северной прибортовой ступени [2]. По-видимому, среднедевонские структуры являются своеобразными цокольными основаниями, над которыми в последующее геологическое время формировались более мелкие тектоноседиментационные структуры в вышезалегающих отложениях девона и карбона.

Нефтегазопроявления различного характера в пределах рассматриваемой ступени преимущественно ассоциируют с нефтегазоносными комплексами (НГК), сложенными карбонатными формациями.

С фаменско-турнейской карбонатной формацией связан одноименный НГК. Его промышленная нефтегазоносность доказана открытием нефтяных залежей в нижнекаменноугольных отложениях на Центральной антиклинальной линии на структурах Малышевской, Левчуновской, Центральной и Алексеевской. В процессе бурения пластоиспытателем на трубах установлена нефтеносность турнейской части комплекса на Новоникольской, Южно-Левчуновской, Прибрежной, Юрьевской и Сергеевской площадях. Кроме того, в пределах Бортовой ступени в скв. 2 (Малышевская) впервые получен приток нефти с водой из верхнедевонских отложений в интервале 4421—4450 м, дебит в условиях испытания составил 42 м3/сут при Рпл 50 МПа.

Признаки углеводородов отмечались также в задонском горизонте (скв. 1 Левчуновская). Юго-западнее, в приграничной зоне, с этим горизонтом связано открытое ранее Антиповско-Балыклейское месторождение, где нефтенасыщенная толщина известняков составляет 15 м.

В аналогичных геоструктурных условиях установлена нефтенасыщенность елецких отложений в скв. 1 Суводская, расположенной на антиклинальной линии, проходящей западнее Центральной. Здесь покрышкой для залежи служит заглинизированный непроницаемый известняк толщиной 12 м. Коллекторами являются известняки, нефтенасыщенная толщина которых достигает 53 м. Залежь структурно-литологическая.

Породы-коллекторы в разрезе данного нефтегазоносного комплекса распределены неравномерно. В разновозрастных отложениях их плотность различна. Хорошими емкостными свойствами отличаются отдельные прослои известняков лебедянского горизонта на Малышевской площади. Пористость до 15% и проницаемость до 149,10-3 мкм2, имеются известняки елецкого горизонта в пределах Центрального поднятия. Среди разнообразия литологических типов карбонатов лучшими коллекторскими свойствами обладают органогенно-обломочные разности (известняковые гравеллиты) с характерными пористо-кавернозными участками и крупными межфрагментарными пустотами (Кп=3,56—19,13 %, Кпр=90,3—117,0 10-3 мкм2). Зональными флюидоупорами являются микрозернистые, глинистые, уплотненные известняки с открытой пористостью не более 6 %.

В разрезе данного комплекса выявлены залежи различного типа. Доминируют многопластовые, выявленные в пределах участков частого чередования проницаемых и непроницаемых пород. Установлены также массивные залежи, приуроченные к участкам более устойчивого накопления биогермов. Размеры залежей изменяются по площади от 2,8 до 9,5 км2 и имеют высоты от 9 до 100 м.

Верхневизейско-нижнебашкирский НГК один из самых устойчивых регионально развитых карбонатных комплексов. Он продуктивен на Лободинской площади, где открыто газоконденсатное месторождение. Выявленная здесь залежь массивного типа расположена на глубине 4300 м. Дебиты газа составляют в скв. 5 Лободинская 774,7 тыс. м3/сут, в скв. 262 Лободинская — 200 тыс. м3/сут. Комплекс представлен породами платформенной шельфовой мелководной формацией, известняками различных литогенетических типов и доломитами в нижней части с прослоями аргиллитов.

В алексинских отложениях в скв. 2 Сергеевская с глубины 4180—4198 м получен приток нефти дебитом 57,6 м3/сут, залежь пластово-сводовая. Притоки нефти из нижнебашкирских отложений получены также в скв. 7 Комсомольская и скв. 1 Николаевская, а признаки нефтегазопроявленийв скв, 10 Александровская, 2 Федоровская и 2 Новоникольская.

Нефтегазоносность нижнепермского карбонатного комплекса также имеет региональный характер. В нем обнаружены Солдатско-Степновское, Южно-Кисловское и Комсомольское газовые и газоконденсатные месторождения. Кроме того промышленные притоки получены в скв. 2 Малышевская (газ), скв. 5 Николаевская (нефть) 17 м3/сут, скв. 3 Наримановская (газ) 145 тыс. м3 и с меньшими дебитами на других площадях.

Продуктивны и отложения лагунной сульфатно-карбонатной субформации, представляющие собой структуры облекания над нижележащими органогенными постройками ассельско-артинского возраста. Продуктивные пласты этой формации не всегда коррелируются между собой, выклиниваясь и замещаясь плотными породами. Залежи пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. Они расположены на глубинах 1,9—2,7 км (бортовая зона) и 5,3—5,5 км (внутренняя часть).

По фазовому состоянию нижнепермский комплекс оценивается как преимущественно газоносный, хотя не исключаются залежи нефти, подобные на Южно-Кисловской и Тингутинской площадях и вскрытой скв. 1 Николаевская. Верхневизейско-нижнебашкирский рассматривается в качестве преимущественно газоносного и газоконденсатного (Лободинское месторождение). Комплексы нижнекаменноугольных и девонских формаций оцениваются как преимущественно нефтеносные.

Среди рассмотренных карбонатных формаций высокой концентрацией запасов и продуктивностью выделяется фаменско-турнейская мелководная слоистая с отдельными органогенными постройками. Как высокоперспективная, но еще не изученная бурением, прогнозируется мосоловско-морсовская и перекрывающая ее терригенная формация среднего девона. В указанном возрастном диапазоне сейсморазведкой на глубинах 5500—6000 м закартированы крупные поднятия (см. рис. 4).

В целом можно высоко оценивать перспективы нефтегазоносности западной части внешней Бортовой ступени, где к настоящему времени сейсморазведкой на уровне горизонтов карбона и девона на перспективной территории выявлено около 60 поднятий. Для данной зоны нефтегазонакопления характерна и высокая эффективность поисково-разведочных работ. Так, из 13 пробуренных скважин на нижний карбон с промышленными притоками нефти сдано в эксплуатацию девять скважин (~70 %).

Во внутренней западной части Прикаспия в 1991 г. практически были завершены региональные работы по изучению ее глубинного строения, что позволило создать надежную основу для планомерного проведения поисково-разведочных работ и уточнить количественную оценку перспектив нефтегазоносности. В соответствии с проектом региональных работ в ее пределах намечено бурение 15 параметрических скважин глубиной 6—10 км. С начала реализации проекта (1986 г.) здесь пробурено пять скважин (скв. 1 Упрямовская, 1 Ерусланская, 1 Ахтубинская, 1 Заволжская, 1 Прибаскунчакская) и находятся в бурении четыре скважины (скв. 2 Ерусланская, 265 Лободинская, 2,3 Упрямовские). Наиболее важными геологическими результатами бурения можно считать установленную нефтегазоносность подсолевых отложений. В частности, приток бессернистой нефти с дебитом 12 м3/сут получен в артинских отложениях скв. 1 Упрямовская в интервале 5935—5970 м (см. рис. 2). Аварийный фонтан нефтегазоконденсата дебитом до 200 тыс. м3/сут получен в скв. 1 Ерусланская при забое 5821 м. Вероятнее всего, он связан с сохранившимися от предверхнеартинского размыва известняками верхнего-среднего карбона. По этим известнякам пройдено всего 3 м, после чего произошел выброс. Фонтанирование скважины нефтегазоконденсатом в течение 10 сут свидетельствует о вскрытии достаточно обширного пластового резервуара. Это подтверждается и проведенными здесь сейсмическими работами. В районе скв. 1 Ерусланская по подсолевым отложениям (отражающие горизонты П1 и П2) выявлено крупное поднятие, ресурсы которого по категории С3 оцениваются более чем в 100 млн. т.

Изложенные данные по нефтепроявлениям с получением притоков бессернистой нефти опровергают сложившиеся представления о преимущественной газоносности подсолевых отложений данного региона. Палеогеотермические исследования также подтверждают наличие благоприятных условий для сохранения здесь жидких УВ до глубины 7 км.

Таким образом, геолого-геофизическими исследованиями подтверждены высокие перспективы рассматриваемой обширной территории. При этом во внешней бортовой зоне первоочередным направлением следует считать нижний структурный этаж (среднедевонские отложения), где ожидается открытие месторождений более крупных размеров, чем в каменноугольных образованиях. Во внутренней зоне высокая эффективность поисково-разведочного бурения может быть обеспечена благодаря ускоренному вводу поднятий с ресурсами по категории С3 не менее 10 млн. т. Здесь с такими запасами подготовлено более 10 поднятий. Из изложенного следует, что в пределах западной части Прикаспийской синеклизы в Волгоградском Заволжье возможно создание нового нефтегазодобывающего района со значительными запасами УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Девонское направление поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины / Г. А. Габриэлянц, С. М. Качалов, О. Н. Марченко и др. // Геология нефти и газа, 1990.— № 1.— С. 2—8.

2. Нефтегеологическое районирование северной част” Прикаспийской впадины / С. М. Камалов, О. Н. Марченко, Н. Г. Матошинский, С. Б. Гайнанов // Недра Поволжья и Прикаспия, 1991.— № 1.— С. 19—23.

Abstract

Features of geological structure and oil and gas potential of bord part of the Pre-Caspian syneclise at Volgograd Zavoijie region with compare of its nothers bord are regarded. Characteristics of revealed pools and oil and gas bearing units at external bord of fault bench is given. Perspects of not-stripped terrigenbus Devonian formation are proved. Local uplifts united in a single anticline zone are mapped by its reflecting horizons. Data on substantiation of oil and gas potential of subsalt deposits in the interior bord fault bench are given. Local uplifts with intensive oil and gas shows fixed during drilling of Upryamovskaya, Eruslanskaya key wells are mapped at Akhtubinsko-Pallasovskii megaarch.

 

Рис. 1. Схема тектонического и нефтегазогеологического районирования Прикаспийской синеклизы:

1 — внешняя граница Прикаспийской нефтегазоносной провинции; 2 — границы крупных геотектонических элементов и зон нефтегазонакопления; I — внешние Бортовые ступени, II — внутренние прибортовые ступени, III — моноклинальные склоны, IV — центральная Прикаспийская депрессия; 3 — контуры валов, поднятий, сводов: 1 — Обильненско-Цацинский вал, 2 — Ахтубинско-Палласовский мегавал, 3 — Питерско-Новоузенское поднятие, 4 — Деркульский, 5 — Карачаганак-Кобландинский мегавалы, 6 — Северо-Каспийский, 7 — Астраханский своды; 4,6 — месторождения: 4 — нефти, 5 — газа и газоконденсата; 6 параметрические скважины, в которых получены промышленные притоки нефти из подсолевых отложений: 1 — Ерусланская, 2 — Упрямовская

Рис. 2. Схема размещения и разрез поисковых объектов Волгоградского Заволжья:

1 — западная граница Прикаспийской нефтегазоносной провинции; 2 — границы крупных геотектонических элементов: 1 — внешняя Бортовая ступень, 2 — внутренняя часть Прикаспийской синеклизы, 3 — Ахтубинско-Палласовский мегавал, 4 — Обильненско-Цацинский вал; 3—5 — контуры подготовленных и выявленных поднятий на уровне: 3 — отложений карбона и верхнего девона, 4 — мосоловских отложений, 5 — нижней Перми и размытой поверхности карбона; 6 — месторождения нефти: 1 — Левчуновское, 2 — Алексеевское, 3 — Прибрежное, 4 — Юрьевское, 5 — Центральное, 6 — Малышевское, 7 — Новоникольское; 7 — месторождения газа: 8 — Комсомольское, 9 — Солдатско-Степновское, 10 — Южно-Кисловское, 11 — Лободинское; 8 — поднятия, находящиеся в бурении; 9 — органогенные постройки; 10 — галогенные образования нижней Перми; 11 — параметрические скважины, в которых получены промышленные притоки нефти; 12 — границы Волгоградской области; 13 — разрывные нарушения

Рис. 3. Разрез и план Левчуновского месторождения:

1 — изогипсы по кровле бобриковского горизонта, м; 2 — скважины (числитель номер, индекс площади, знаменатель абсолютная отметка кровли бобриковского горизонта); 3 — внешний контур нефтеносности; 4 — залежи нефти, установленные опробованием в колонне; 5 — нефтенасыщенные пласты, выявленные ИПТ в открытом стволе; 6 — известняки: а порово-кавернозные, б плотные, глинистые; 7 — песчано-глинистые породы; 8 — водонасыщенные пласты

Рис. 4. Структурный план и разрез Алексеевского, Юрьевского и Центрального поднятий:

1 — изогипсы по кровле мосоловского горизонта, м; 2 — контуры поднятий на уровне нижнего карбона: 1 — Алексеевское, 2 — Юрьевское, 3 — Центральное; 3 — прогнозируемый контур нефтеносности по мосоловскому горизонту; 4 — установленные залежи нефти в разрезе; 5 — прогнозируемые нефтенасыщенные пласты; 6 — глинистые и пористые известняки; 7 — песчано-глииистые породы; 8 — скважины