Новые данные о разрывной тектонике левобережной части Астраханского свода

СТРОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

НОВЫЕ ДАННЫЕ О РАЗРЫВНОЙ ТЕКТОНИКЕ ЛЕВОБЕРЕЖНОЙ ЧАСТИ АСТРАХАНСКОГО СВОДА

А.В.Посшнов, О.А.Ширягин

В пределах Астраханского свода разрывная тектоника ранее изучалась лишь попутно без какой-либо систематизации (Воронин Н.И., Федоров Д.Л., 1976; Калашникова В.И., 1987; Воронин Н.И., Миталев И.А., 1994). Было установлено наличие глубинного разлома, совпадающего в плане с современным руслом р.Волга, который разделял свод на две части. Вместе с тем особенности развития соляной тектоники, результаты дешифрирования кос-мофотоснимков (КС), данные атмо-геохимических исследований и другие признаки указывают на наличие в разрезе большого числа дизъюнктивных дислокаций разного ранга (Постнов А.В., Рамеева Д.Р., Ширя-гин O.A., 2001). К некоторым из них приурочены зоны повышенной проницаемости, достигающие поверхности, вдоль которых осуществляется активная миграция поровых растворов и газов, что сказывается на структуре физических и атмогеохи-мических полей. Например, активность эманационных аномалий в зонах разрывных нарушений фиксирует напряженно-деформированное состояние горного массива, связанное с активизацией тектонических смещений. Наиболее четко тектонические нарушения и связанные с ними зоны повышенной макро- и микротрещиноватости отражаются в изменении динамических параметров сейсмических волн. Современная сейсморазведка и интегрированная интерпретация геологических и геофизических данных позволяют с большой точностью выявлять зоны разрывных тектониче-

ских элементов. Однако, учитывая высокую стоимость проведения сейсморазведочных работ и наличие множества инженерно-технических сооружений, в значительной степени осложняющих их проведение на участке интенсивной разработки месторождения, наиболее перспективным решением задачи выявления тектонических нарушений представляется переинтерпретация результатов сейсморазведочных работ, проведенных на Астраханском своде в предыдущие годы, с комплексом геохимических исследований.

Динамический анализ временных сейсмических разрезов. Выбор таких форм представления данных как временной разрез обусловлен ассоциативным изображением на них различных характеристик волнового поля.

Первичный анализ Ю временных сейсмических разрезов показал, что динамические параметры сейсмических волн, в которых отражены тектонофизические деформации горных пород, ранее интерпретировались геофизиками как случайные помехи, связанные с погрешностями системы наблюдений и обработки данных. В то же время такие параметры как изменение гладкости границ, акустической жесткости и характера напластования, хаотическое поведение фаз, свидетельствующее о смятии пород, являются прямыми признаками существования разрывных нарушений и зон повышенной трещиноватости, поскольку проявление тектонической активности глубинных разломов

даже при незначительных вертикальных смещениях их крыльев обусловливало дифференциацию рельефа поверхности седиментации.

Критерии выделения разрывных нарушений. Для выявления разрывных тектонических нарушений использовались характерные признаки — смещения осей синфаз-ности регулярных отраженных волн, разрывы корреляции, иногда осложненные дифракционными явлениями. Наличие в разрезе выдержанных опорных границ, с которыми связаны динамически выраженные отражения, позволило достаточно уверенно трассировать крупноамплитудные тектонические нарушения. Наибольшие трудности были связаны с выделением малоамплитудных (амплитуда менее половины длины волны) тектонических нарушений, поскольку при таких соотношениях видимые вертикальные смещения осей синфазно-сти часто не наблюдаются. Поэтому при анализе временных сейсмических разрезов для выделения малоамплитудных тектонических нарушений использовались следующие признаки:

локальные изменения динамических характеристик отраженных волн;

разрывы корреляции;

осложнения формы осей син-фазности, близкие к флексурооб-разным;

изменение углов наклона отражающих границ.

Сочетание перечисленных признаков в субвертикальном направлении значительно повышает на-

OIL AND GAS FIELDS STRUCTURE

дежность выделения малоамплитудных тектонических нарушении. Следует отметить, что не существует однозначных связей между геотектоническими характеристиками отложений и их отображением в сейсмической волновой картине. Так, высокоскоростные структурно очерченные соляные тела являются линзами для проходящих через них сейсмических волн, либо рассредоточивая, либо концентрируя их, вследствие чего вертикально ориентированные отражения, вызванные погрешностями методики наблюдений и обработки данных, проявляющиеся по всей записи в пределах одного и того же участка профиля, могут приниматься за тектонические нарушения. В целях обеспечения необходимого уровня достоверности структурных построений параллельно применялся нетрадиционный подход (Номоконов В.П. и др., 1981) к трассированию разрывных нарушений, заключающийся в выявлении и корреляции "аномальных отражений". При этом зоны разрывных нарушений рассматривались как самостоятельный геологический объект — пласт, обладающий физическими свойствами, резко отличающимися от свойств вмещающих его пород, и являющийся источником аномальных отражений. В качестве отражений от зон разрывов принимались волны, прослеживаемые не менее чем через четыре взрывных интервала.

Исходя из того, что тектоническое нарушение представляет собой плоскость, пространственное положение разрывных тектонических нарушений определяли путем межпрофильной корреляции отражающих элементов. Используя традиционные методы структурной геологии [2], истинный угол наклона отражающей плоскости (разлома) рассчитывали из отношения sin у = sin(p/sina, где у и ф — соответственно истинный и кажущийся углы падения плоскости

разрыва; а — угол между линией профиля и простиранием отражающей плоскости. Подтверждением принадлежности двух локальных зон нарушений, лежащих на соседних профилях, к единой плоскости разрыва являлось наличие двух признаков — их однонаправленность и равенство истинных углов падения у, поскольку вероятность случайного совпадения этих параметров чрезвычайно мала.

Результаты исследований. В результате комплексной интерпретации "аномальных отражений" и других динамических параметров выявлена густая сеть тектонических нарушений в подсолевом и вышележащих комплексах отложений. Достоверность полученных данных подтверждается сходимостью результатов независимых исследований — сейсморазведки, атмогеохимиче-ских наблюдений и дешифрирования КС (Амурский Г.И., 1981, 1985; Аристархова Л.Б., 1981; Петров А.И., 1988). Проекции локальных зон разломов на дневную поверхность

в подавляющем большинстве совпадают с областями повышенных концентраций радона (рис. 1), гелия и в некоторых случаях — неона, т.е. газов, безусловно, глубинного генезиса. Причем наибольшая площадная сходимость результатов выявлена при линеаментном анализе исследуемой территории, особенно в узлах пересечения отде-шифрированных по КС линеамен-тов. Вместе с тем невыраженное совпадение максимумов плотности потока радона с поверхности (в десятках и сотнях беккерелей на 1 м3) с зонами разломов, приведенных в графическом построении, связано с естественной невертикальностью проекций осей нарушений на земную поверхность. В случае вертикальных расколов такая взаимосвязь практически полная. Здесь следует отметить, что активность разломов предопределяет плотность потока эманаций, а площадная гелиевая съемка надежно выявляет все разрывные нарушения независимо от глубины заложения разломов.

1 - проекции локальных зон разломов на дневную поверхность; 2 - разведочные скважины

СТРОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разрывные нарушения развиты на разных уровнях и иногда пересекаются между собой. Их пространственное положение в различной степени отражается на формах структурных поверхностей подсоле-вого и надсолевого комплексов, определяя их блоковую структуру. Особое место среди выявленных нарушений занимают сквозные тектонические разломы, иногда достигающие земной поверхности (рис. 2, А). Такие зоны составляют физическую основу линеаментов, дешифрируемых на КС, и являются основными каналами суперинтенсивной миграции радона (газа с коротким периодом полураспада), гелия и других глубинных газов. Связь сквозных нарушений с формой поверхности кунгурского яруса является наиболее тесной. Они секут соляные купола по падению и распространяются дальше в подсолевые отложения, а их проекции в большинстве

случаев совпадают с простиранием соляных куполов.

В надсолевом комплексе широко распространены бескорневые разломы, образованные, очевидно, за счет расклинивающего действия соляных куполов. На временных сейсмических разрезах эти разломы не всегда имеют продолжения в подстилающие породы, а в ряде случаев — и в более молодые (см. рис. 2, Б).

В подсолевом комплексе отложений выделены глубококорневые тектонические нарушения, прослеживаемые в фундаменте и распространяющиеся до верхнекаменноугольных отложений, а также погребенные нарушения, характеризующиеся постепенным переходом от нарушенных границ к ненарушенным, которые сглаживают геометрические неровности палеорелье-фа. В ряде случаев в подсолевых отложениях прослеживаются до-

статочно протяженные (сотни метров) зоны хаотической записи сейсмического сигнала, вероятно, приуроченные к зонам дробления и пе-ремятости пород.

При сопоставлении полученных результатов с данными бурения разведочных и эксплуатационных скважин (описание керна, шлама, каротажные диаграммы и т.д.) установлено, что в ряде скважин в местах их пересечения с выявленными зонами тектонических нарушений вскрыты породы с нарушенной структурой, зеркалами скольжения и следами перемятости.

Анализ контрастности отложений по разные стороны зон тектонических нарушений позволил выделить две группы разломов: консе-диментационные и постседимента-ционные. Наибольший интерес представляют конседиментационные нарушения, контролирующие зоны с изменяющимися литологическими и емкостными характеристиками отложений. Часто даже незначительные неровности палеорельефа, обусловленные небольшими (единицы метров) амплитудами консе-диментационных смещений, определяют пространственное распределение разнофациальных осадков. Это приобретает особое значение не только при установлении напряженного состояния пород, определяющего конструкцию глубоких скважин, технологию и параметры бурения, но и при выборе места заложения эксплуатационных скважин с целью достижения их максимальной продуктивности при минимальном риске аварий по геологическим или, скорее, геодинамическим факторам. Здесь следует отметить, что наибольшее число разведочных скважин Астраханского газоконденсатного месторождения приурочено к разрывным нарушениям или узлам их пересечения. Причем в последнем случае скважины обязательно "попадали" в аварии или не достигали проектных

Рис. 2. ФРАГМЕНТЫ ВРЕМЕННЫХ СЕЙСМИЧЕСКИХ РАЗРЕЗОВ ПО ПРОФИЛЯМ

10-4-86

1 - тектонические нарушения; 2 - отражающие горизонты

OIL AND GAS FIELDS STRUCTURE

отметок. Из представленных на рис. 1 разведочных скважин, в контуре которых сейчас ведется разработка, только скв. 8-А и ее дублер расположены в удачном (безаварийном) блоке, где дебит скважин по газоконденсату достигает 1 млн м3/сут.

Вместе с тем даже уточненные результаты разведочных геофизических и ядерно-геофизических исследований не всегда могут обеспечить детальное обоснование направления развития геолого-разведочных работ в трещиноватых отложениях карбона Астраханского газоконденсатного месторождения и одноименного свода. Поэтому традиционный комплекс работ предлагается дополнить целенаправленным анализом промысловых данных, в частности результатами замеров искривлений скважин. Всего для обработки были использованы результаты замеров по 126 скважинам (разведочным и эксплуатационным), вскрывшим продуктивный коллектор. Интервал глубин — 3750-4150 м. В анализе траекторий стволов скважин использовались глубины вскрытия и азимут искривления. Зенитный угол на уровне коллектора достигал 5°. Выбор метода анализа неслучаен. Установлено [1], что направление искривления стволов скважин совпадает с направлением трещин. При этом в пределах разных тектонически обособленных блоков подавляющее число трещин распределено нехаотично. Но такой метод не всегда применим для трещиноватых отложений карбона, в которых отмечаются мелкоблоковое строение и практически безамплитудные смещения. Возможно, "безамплитуд-ность" связана с разрешающей способностью сейсмических исследований или методов обработки. Ин-клинометрия вертикальных скважин проводится через 25 м, а такое разрешение вполне коррелирует с толщиной нескольких наиболее продуктивных объектов коллектора.

Тогда на инклинограммах (рис. 3) вполне закономерны периодические азимутальные отклонения стволов скважин от вертикали. Вообще говоря, на многих участках Астраханского газоконденсатного месторождения выявлены до 6-8 наиболее продуктивных объектов, и чем толще продуктивная часть коллектора, тем, вероятно, большее число интервалов трещинова-тости пересекает скважина. В приразломных зонах отчетливо просматривается радикальное изменение азимутов искривлений практически на противоположные (см. рис. 3). Представленные на схеме

типичные инклинограммы соответствуют скважинам, расположенным в пределах обособленных блоков, например центральной части площадного построения (см. рис. 1). Механизм искривления можно объяснить, с одной стороны, наличием плотных низкопроницаемых коллекторов (рис. 4) или более прочных пород, с другой стороны, развитием системы характерно ориентированных трещин на границах низко- и высокопористых коллекторов. Эвольвентный характер искривления стволов скважин обнаружен в основном в скважинах, попадающих в зоны дробления.

Рис. 3. ТИПИЧНЫЕ ИНКЛИНОГРАММЫ НА УРОВНЕ ПРОДУКТИВНОГО КОЛЛЕКТОРА АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

— I — — Тектоническое нарушение, выявленная

Ч глубина заложения разлома, направление

у и предполагаемый угол падения сместителя

2100-3700

СТРОЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Рис. 4. ВЛИЯНИЕ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПРОПЛАСТКОВ НА АЗИМУТ ИСКРИВЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

270

315

/

/ / V

I/

ч

225

,45 \ ''

\ \

180

90

-3800

-3820

-3830

-3840

-3850

-3860

-3870

-3880

-3890

-3900

-3910 Н, м

Пакер -3787

Пористость, %

11,2 11,8

3 6,5 ] 10,0 ] 9,5

10,0

14,5 5,5 8,5 11,0

6,0 13,0 11,0 8,5

9,5 9,0 5,0 12,0 9,0  7,0

10,5 5,5 7,1 9,0

9,0 7,5

-3927

ГВК - 4080 м

блока, по сравнению с общепринятыми существующими представлениями о геологическом строении данного региона. Впервые установлены глубины заложения разрывных нарушений и предположительно рассчитан угол падения смести-теля. Выполнено ранжирование разрывных нарушений по степени современной тектонической активности, что раскрывает возможность для дальнейших разработок рекомендаций по рациональному размещению подземных сооружений и объектов обустройства промыслов с целью повышения экономико-экологической эффективности ведения работ.

Aumepamypa

1. Белоусов Г.А. и др. Геолого-физическая характеристика проницаемых (поглощающих) пластов // Бурение глубоких разведочных скважин в осложненных условиях Нижнего Поволжья. - М.: ИГиРГИ, 1976. - С. 44-49.

Восполнить этот пробел однозначно не всегда удается в связи с неполными данными о механической скорости бурения и низким выходом керна.

В результате проведенных исследований получено более сложное тектоническое строение левобережной части Астраханского свода, особенно его центрального

2. Кушнарев И.П., Кушнарев П.И., Мельникова К.М. Методы структурной геологии и геологического картирования. - М.: Недра, 1984.

©А.В.Постнов, О.А.Ширягин, 2003

0

The article presents new information about geological structure of the left-bank part of Astrakhan arch obtained as a result of complex geophysical, nuclear-geophysical, atmogeochemical studies and field data analysis. It was established more complicated tectonic structure of the left-bank part of Astrakhan arch, especially its central block as compared with commonly accepted ideas about geological structure of this region. Depths of ruptures occurrence were first recognized and an angle of displacer dip was suggested. Rupture ranging by extent of recent tectonic activity was done that provides a possibility for further recommendations concerning rational location of underground constructions and field facilities with the aim to increase economic and ecological effectiveness of operations.