ТЕКТОНО-СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ДЕВОН-КАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
А.Я. Бродский, В.В. Пыхалов (ОАО “Астраханская геофизическая экспедиция”), В.А. Захарчук (АстраханьНИПИгаз), О.В. Тинакин, А.К. Токман (Астраханьгазпром)
Многолетние геолого-геофизические исследования, проводимые в пределах Астраханского свода, показали, что сложность строения одноименного карбонатного массива вызвана не только условиями исходной седиментации, но и вторичными преобразованиями горных пород. Последние вызваны сложными геодинамическими процессами, протекавшими в рассматриваемом районе в ходе его геологического развития (Бродский А.Я., Пыхалов В.В., 2006; [3]).
Продуктивный резервуар характеризуется резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств как по латерали, так и вертикали.
Выполненный в последние годы комплексный анализ данных сейсморазведки и бурения позволил выявить два типа неоднородностей, связанных с постседиментационными процессами карбонатных отложений.
К первому типу можно отнести малоамплитудные тектонические подвижки (нарушения) и зоны с разной степенью инкрустации порового пространства в визей-среднебашкирском комплексе отложений. Второй тип проявляется в виде зон повышенной трещиноватости. По данным сейсмических исследований, такие зоны могут охватывать как верхнюю часть земной коры, так и весь девон-каменноугольный интервал.
Выявленная сеть малоамплитудных дугообразных нарушений, осложняющих кровлю башкирских отложений свода, в целом имеет преимущественно два направления - северо-восточное и северо-западное, четко образуя диагональную сеть планетарных зон концентрации напряжений в земной коре (планетарной трещиноватости), отмеченную на многих территориях юга России, в частности на Тенгизе, в Самарском Поволжье, на юго-западе Восточно-Европейской платформы и др. Наиболее устойчиво прослеживаются разломы северо-западного простирания (рис. 1).
Однозначная связь положения разрывных нарушений с ориентацией основных элементов соляно-купольной тектоники не наблюдается, так же как и их приуроченность к морфологическим особенностям кровли подсолевых отложений. В то же время отмечается, что субширотная система нарушений уверенно коррелируется с положением русла р. Ахтубы, северного и северо-восточного контуров Астраханского газоконденсатного месторождения. Корреляция с руслом р. Ахтубы может свидетельствовать о том, что элементы данной системы разломов активизировались в новейшее время.
Многие исследователи предполагают наличие крупного разрывного нарушения, который разделяет Астраханский свод на право- и левобережные части. Выполненными исследованиями этот разлом не выявляется.
В пределах наиболее приподнятой части свода сеть разрывных нарушений развита достаточно равномерно (плотность ~ 0,5 км/км2). В подавляющем большинстве они малоамплитудные (до 50 м), их амплитуда несколько увеличивается к склонам свода, где появляются “сквозные” малоамплитудные подвижки с выходом на поверхность осадочного чехла.
Сравнение коллекторских свойств продуктивной части разреза Астраханского газоконденсатного месторождения непосредственно в пределах выявленных зон нарушений и за их пределами показало, что среднее содержание эффективных газонасыщенных толщин с коэффициентом пористости более 6 % в зонах разломов и особенно на их пересечении на 10-15 % выше, чем в межразломных зонах. Установлено также, что на зоны разломов приходится 65 % эксплуатационных скважин, в которых отмечено присутствие подошвенной воды.
Вместе с тем, вне зон нарушений выделяются участки как с высокой степенью продуктивности резервуара, так и с неудовлетворительными коллекторскими свойствами. Причиной возникновения зон с такими аномальными фильтрационно-емкостными свойствами карбонатного коллектора в условиях относительно спокойного тектонического режима, на взгляд авторов статьи, следует считать различные скорость и направленность постседиментационных диагенетических процессов, протекающих в фациально-неоднородной толще карбонатных отложений.
Как правило, зоны с аномально низкими фильтрационно-емкостными свойствами приурочены к выявленным, по данным сейсморазведки, малоразмерным и малоамплитудным уплотненным положительным структурным формам в серпуховских и башкирских отложениях. Есть основания полагать, что рассматриваемые формы имеют седиментационное происхождение и связаны с локальным биогермообразованием. Последние отмечены по всему Астраханскому своду и в пределах Астраханского газоконденсатного месторождения вскрыты как эксплуатационными (316, 53, 69 и др.), так и разведочными (1-Ив., 36-А, 5-Д, 2-Хараб. и др.) скважинами.
Выполненная послойная корреляция сейсмических неоднородностей в сопоставлении с характером изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивной нижне-среднебашкирской толщи позволила построить карту распределения аномальных зон продуктивных коллекторов, которая используется при заложении эксплуатационных скважин в пределах Астраханского газоконденсатного месторождения.
В последнее время стало актуальным установление нефтегазоносности более глубоких горизонтов девонского комплекса, в первую очередь терригенно-карбонатной части раннедевон-раннефранского и карбонатной части позднефранского возраста.
В пределах Астраханского свода пробурены глубокие поисковые скв. 1-Девонская (забой 6183 м), 2-Девонская (7003 м), З-Девонская (6300 м), 1-Табаковская (6070 м), 2-Володарская (5974 м), 1-Правобережная (6645 м) и 1-Северо-Астраханская (6829 м), вскрывшие отложения девона.
Скважины заложены по данным сейсморазведки, и, как показало бурение, достаточно уверено характеризуют внутреннюю структуру осадочного чехла Астраханского свода по отражающим горизонтам IIП', IIП" и IIП, соответствующим терригенно-карбонатному комплексу, залегающему ниже горизонта IIП, и подстилающему его преимущественно терригенному комплексу между горизонтами IIП" и IIП.
Покрышкой для возможных залежей УВ в терригенно-карбонатной толще раннедевон-раннефранского возраста может являться регионально прослеживающаяся глинистая толща старооскольского подгоризонта живетского яруса.
Отражающий горизонт IIП, вскрытый скв. 2-Девонская, залегает в кровле переходного комплекса (силур - ордовик) в основании осадочного чехла толщиной 2-3 км.
Региональными сейсмическими исследованиями, выполненными в большом объеме в пределах Астраханского свода и прилегающих территориях, в консолидированной коре установлено присутствие крупных латеральных неоднородностей, выражающихся в наличии на сейсмических разрезах волнового пакета с высокой плотностью субгоризонтальных, слабонаклонных, непротяженных отражений, характеризующих строение консолидированной коры и получивших название “отражательного” комплекса (Бродский А.Я., Воронин Н.И., Миталев И.А., 1994), или зоны “рефлективити” [1]. Подошва комплекса в большинстве случаев совпадает с границей Мохоровичича. Верхняя его поверхность имеет сложную конфигурацию и образует высокоамплитудные, диапироподобные складки (рис. 2, 3). Местами он слагает всю толщу фундамента.
По ряду сейсмических профилей выполнены целенаправленные детальные гравиметрические исследования, с помощью которых установлена положительная избыточная плотность пород, отражающая регистрацию “отражательного” комплекса. На участках приподнятого залегания “отражательного" комплекса проведено зондирование электроразведкой ЗСБ с использованием в качестве источника тока мощных газодинамических генераторов (НВНИИГГ). На глубине, совпадающей с кровлей комплекса, отмечено скачкообразное повышение электропроводности.
Особенности морфологии поверхности “отражательного” комплекса четко проявляются в рельефе кровли кристаллического фундамента, на участках, где он прослеживается, а также в рельефе и внутренней структуре палеозойских подсолевых отложений (см. рис. 3) (Бродский А.Я., Воронин Н.И., Миталев И.А., 1994; Бродский А.Я., Пыхалов В.В., 2006).
Несомненный интерес представляют выявленные в девон-каменно- угольных отложениях над областями погруженного (более 25-30 км) залегания “отражательного” комплекса зоны развития очаговой трещиноватости (ЗОТ) (Бродский А.Я., Пыхалов В.В., 2006). Они выявляются в основном в результате переинтерпретации материалов сейсморазведки и гравиразведки, полученных с применением современных обрабатывающих систем. В пределах ЗОТ на временных разрезах ОГТ, при общем хорошем качестве прослеживания отражающих границ, соответствующих всему надсо- левому осадочному комплексу, а также кровле подсолевых карбонатных отложений (отражающий горизонт 1П (С2b), отмечается резкое зональное прекращение прослеживания всех нижезалегающих границ, характеризующих строение внутриподсолевых отложений (Бродский А.Я. Григоров В.А., 1997; Бродский А.Я., Пыхалов В.В., 2006). По данным гравиразведки, ЗОТ выделяются отрицательными аномалиями силы тяжести. Какой-либо устойчивой связи выделенных зон с соляными куполами не отмечается.
В пределах Астраханского свода выявлено более 10 ЗОТ общей площадью > 1000 км2. Корни этих неоднородностей уходят на большую глубину в толщу консолидированного фундамента (см. рис. 3). Отмечается упорядоченное расположение выделяемых зон, совпадающее с северо-восточным простиранием разрывных нарушений, выявленных по кровле подсолевых отложений (см. рис. 2). Это может свидетельствовать о связи их образования с мощными флюидными инъекциями в ослабленные приразломные области [3]. Наиболее крупная из выявленных очаговых зон трещиноватости Правобережная (площадь около 200 км2). По кровле подсолевых отложений она расположена в области, характеризующейся моноклинальным погружением в северо-западном направлении, в интервале глубин 4200-4600 м.
В ее пределах пробурена параметрическая скв. 1-Правобережная глубиной 6645 м, которая прошла по подсолевым отложениям около 2500 м и однозначно подтвердила представление о преимущественно трещинном строении карбонатных отложений Правобережной ЗОТ по сравнению с сопредельными территориями. При забоях 5250, 5476 м наблюдалось интенсивное поглощение бурового раствора. По данным ГИС, в интервале глубин 5458-5588 м выделены три пачки высокопроницаемых пород с пористостью 6,4-19,5 %. Практически по всему стволу разреза в скважине отмечались газопроявления, иногда интенсивные. На глубине 5450 м (D3) пластоиспытателем получен приток газа с расчетным дебитом 140 тыс. м3.
В верхней части карбонатной толщи, в интервале глубин 4210-4300 м, открыто Западно-Астраханское газоконденсатное месторождение, утвержденное в ГКЗ. Продуктивный интервал расположен на 100 м ниже газоводяного контакта, установленного для правобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения, что свидетельствует о самостоятельной залежи открытого месторождения, приуроченного к зоне разуплотнения известняков. Эффективная мощность продуктивного пласта составляет 40-55 м. Возможно, эта залежь связана с наблюдаемой при бурении миграцией газа с глубины по зонам аномальной трещиноватости.
Вторая, достаточно крупная, зона очаговой трещиноватости, площадью около 200 км2, - Георгиевская - выделяется на северной периферии Астраханского свода. Благоприятные структурные ловушки УВ в ее пределах отсутствуют. Здесь пробурены две разведочные скважины, вскрывшие верхнюю часть подсолевых отложений в интервалах глубин соответственно 4872-4995 и 4819-5125 м. Вскрытый разрез, также как и на Правобережном участке, характеризуется повышенной трещиноватостью, в отличие от скважин, расположенных за пределами Георгиевской площади. В скв. 1 при опробовании северо-кельтменских отложений в интервале глубин 4992-4946 м получен пульсирующий приток водогазонефтяной эмульсии. В скв. 2 признаки нефти отмечены в керне из интервалов глубин 4821-4830, 5001-5016, 5029-5043, 5062-5072 м.
Третья, небольшая, ЗОТ, приуроченная к низам карбонатного массива, выявленная по данным сейсморазведки, вскрыта скв. 1-Девонская. Наличие интенсивной трещиноватости карбонатов позднедевонского возраста проявилось катастрофическим (несколько тысяч кубических метров) поглощением бурового раствора в интервале глубин 5325-5826 м. Ниже в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на глубине 6183 м отмечено интенсивное газопроявление (газ безсернистый, метановый). Бурение было остановлено по техническим причинам.
Таким образом, совместный анализ данных сейсмических методов, ГИС и бурения позволяет на качественном уровне прогнозировать распределение фильтрационно-емкостных свойств карбонатного резервуара. Полученные данные хорошо согласуются с геодинамической моделью карбонатных массивов, изложенных в работах [2, 3].
Получение прямых признаков нефтегазоносности, обнаружение интервалов повышенной трещиноватости, данные бурения разведочных скважин в пределах ЗОТ свидетельствуют об их высокой перспективности.
На сегодняшний день остается много нерешенных вопросов и проблем в понимании геологического строения, потенциальных возможностей и эффективных способов дальнейшего изучения Астраханского карбонатного массива.
Применение современных методик сейсмических исследований в комплексе с другими геофизическими методами и бурением будет способствовать более целенаправленному поиску залежей УВ в пределах Астраханского свода, а также повышению эффективности разработки уже открытых месторождений.
Литература
1. Павленкова Н.И. Развитие представлений о сейсмических моделях земной коры // Геофизика. - 1996. - № 4.
2. Петров А.И. Импульсно-очаговые структуры и проблемы их рудоносности. - Л.: Недра, 1988.
3. Петров А.И. О необходимости учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа / А.И. Петров, В.С. Шеин // Геология нефти и газа. - 2001. - № 3.
© Коллектив авторов, 2008
Combined analysis of seismic methods, well-logging and drilling data allowed at qualitative level to predict rock-and-fluid distribution of carbonate reservoir. Obtained data are well correlated with geodynamic model of carbonate massifs presented in works of VNIGNI specialists.
Availability of direct indications of oil and gas presence, detection of increased fracturing intervals as a result of exploratory drilling within focus zones of increased fracturing point witnesses to their high prospects.
It is still remains many unsolved problems in understanding geological structure, potential possibilities and efficient methods of subsequent study of Astrakhan carbonate massif. Using of advanced seismic investigations along with other geophysical methods and drilling will promote more effective exploration for hydrocarbon accumulations within Astrakhan arch as well as increase production effectiveness of the fields discovered.
Рис. 1. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКИХ НАРУШЕНИЙ ПО КРОВЛЕ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
1 - контур Астраханского свода; 2- изогипсы по отражающему горизонту IП (С2b), км; 3- разрывные нарушения по кровле IП (С2b); 4 - линеаменты по космоснимкам; 5- зоны очаговой трещиноватости в девон-каменноугольных отложениях; 6 - линия геолого-геофизического профиля
Рис. 2. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ПО КРОВЛЕ КОМПЛЕКСА “РЕФЛЕКТИВИТИ”
1 - изогипсы, км; 2- участки резкого погружения комплекса “рефлективити” на глубину > 30 км; остальные уел. обозначения см. на рис. 1
Рис. 3. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЗЕМНОЙ КОРЫ АСТРАХАНСКОГО СВОДА
1 - кровля фундамента; 2- положение комплекса “рефлективити" в теле кристаллического фундамента; 3 - кремнисто-глинистые отложения; 4 - глинистые отложения; 5 - зоны очаговой трещиноватости; 6 - органогенные постройки; 7- залежь Астраханского и Правобережного месторождений