Соотношение диагенетических и тектонических факторов формирования резервуара Астраханского ГКМ

УДК 55:550.83

В. А. Захарчук Астраханский государственный технический университет

СООТНОШЕНИЕ ДИАГЕНЕТИЧЕСКИХ И ТЕКТОНИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ФОРМИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРА АСТРАХАНСКОГО ГКМ

Прогнозирование распределения коллекторов по площади продуктивного резервуара Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) имеет исключительно большое значение для оптимального распределения новых эксплуатационных скважин, расширения площади разработки месторождения. Выявление критериев, определяющих закономерности образования и сохранения пустотного пространства в карбонатном коллекторе, осложняется различной степенью влияния таких постсе-диментационных процессов, как кольматация, перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание, сульфатизация, растрескивание и т. д.

В числе основных особенностей строения резервуара АГКМ следует выделить неоднозначность ФЕС по площади и разрезу, значительные колебания гипсометрических уровней его поверхности и нижней переходной зоны, фациальную неоднородность и разнонаправленность диагенетиче-ского преобразования породы. Даже в пределах разрабатываемого участка, несмотря на густую сеть скважин, не удается выявить четкие закономерности распределения эффективных коллекторов, что обусловлено сложным сочетанием седиментационного и тектонического факторов.

Перечисленные сложности привели к тому, что к настоящему времени существует несколько несходных моделей распределения емкостных параметров по площади месторождения, выполненных институтами ВНИИГАЗ, АНИПИгаз и др. При этом использовались такие методики, как интерполяция параметров, полученных из редкой сети разведочных скважин, палеогеоморфологический анализ, интерпретация данных детальной сейсморазведки, газогеохимические исследования и др.

Опыт изучения разрабатываемой части месторождения показывает, что одним из наиболее эффективных методов, способных прослеживать зоны разуплотнения, в том числе и на слаборазбуренных участках, является сейсморазведка. Так, учитывая влияние на емкостные параметры резервуара тектонического фактора, Астраханской геофизической экспедицией (АГЭ) в 2002-2003 гг. была проведена переинтерпретация всей имеющейся сейсмической информации на площади 1 000 км2 в пределах левобережной части АГКМ. При этом были использованы применяемые в сейсморазведке стандартные методы выявления разрывных нарушений и комплексирование с материалами бурения. В результате работ выявлена сеть нарушений, осложняющих поверхность продуктивной каменноугольной толщи.

Основные трудности интерпретации данных сейсморазведки по выявлению разрывных нарушений на изучаемой площади связаны с интен-

сивной солянокупольной тектоникой, осложняющей кинематические особенности отражающих волн, в первую очередь в пределах склонов соляных куполов; интенсивным фоном волн-помех, затрудняющих на отдельных участках корреляцию на временных разрезах МОГТ, связанных с кровлей подсолевых отложений отраженных волн; малой (до 50-70 м) амплитудой разломов, что меньше половины длины отраженной волны; довольно редкой сетью профилей, особенно в восточной части изучаемой территории, затрудняющей трассирование выявленных нарушений.

В целом выявленная сеть дугообразных разрывных нарушений, имеющих характер сбросо-взбросов, соответствует расположению осей зон концентрации напряжения в земной коре, отвечающих структурам различного ранга юга России [1].

Четкой связи положения разрывных нарушений с ориентацией основных элементов солянокупольной тектоники не отмечается, так же как не отмечается и их связь с морфологическими особенностями кровли подсолевых продуктивных отложений АГКМ. В то же время отмечается, что субширотная система разрывных нарушений четко коррелируется с положением русла р. Ахтуба и северного контура АГКМ. Корреляция с руслом р. Ахтуба свидетельствует о том, что данная система разломов активизировалась в новейшее время.

Время заложения разломов в пределах изучаемого участка в основном палеозойское. В перекрывающих отложениях разломы в большинстве своем затухают. Сквозные разломы в пределах АГКМ отмечаются редко. Наиболее часто они встречаются на восточной периферии Астраханского свода и в Заволжском прогибе.

Сопоставление данной сети с ранее полученными материалами по разрабатываемой части АГКМ показывает хорошую сходимость с результатами атмогеохимичесиких наблюдений, дешифрирования космических снимков и др. [2]. Сравнение коллекторских свойств продуктивной части разреза непосредственно в пределах зон нарушений и за их пределами показало, что среднее содержание эффективных газонасыщенных толщин с коэффициентом пористости более 6 % в разломных зонах, и в особенности на их пересечении, на 10-11 % выше, чем в осевой части блоков, расположенных между разломами. Установлено также, что на зоны тектонических нарушений попадает 65 % эксплуатационных скважин, в продукции которых отмечено присутствие подошвенной воды.

Вместе с тем в осевых частях блоков также выделяются участки с высокой степенью продуктивности резервуара, не связанные с тектоническим разуплотнением.

В процессе пересмотра сейсмического материала МОГТ прошлых лет было обращено внимание на то, что по характеру волновой картины в отложениях окско-серпуховского возраста выделяются малоразмерные и малоамплитудные локальные поднятия, залегающие несогласно с перекрывающими и подстилающими их отложениями соответственно башкирского и визейского возрастов. На поверхности этих поднятий отмечаются непротяженные отражающие границы (площадки), залегающие с неболь-

шим, но заметным угловым несогласием с кровлей башкирской продуктивной толщи [3].

В левобережной части Астраханского свода, на одном из таких участков, в 1981 г. была подготовлена под разведочное бурение Заволжская структура (отражающий горизонт «А»). В ее пределах было выполнено бурение скважины 60-Заволжская. Принципиальных различий вскрытого разреза под-солевых отложений, к кровле которых приурочен горизонт «А», с вмещающими отложениями (скважина 61-Заволжская), не установлено.

Наиболее часто участки, в пределах которых отмечаются несогласия в продуктивной толще, встречаются в правобережной части свода. Один из них расположен в пределах Правобережной АСЗ, где по данному горизонту выявлено антиклинальное поднятие амплитудой ~ 120 м и площадью ~ 30 км2, вскрытое скважиной Правобережная № 1 в интервале 4 300-4 400 м. Фаунистическими определениями ВНИГНИ возраст вскрытых отложений определен как башкирский. В интервале 4 210-4 240 м по данным бурения и испытания скважины установлена газоносность разреза.

В пределах АГКМ наиболее крупный, площадью 8 км2, подобный объект выделен в районе скважины 26-Астраханская (рис. 1). Амплитуда антиклинальной складки ~ 150 м. Перекрывающие ее отложения осложнены серией малоамплитудных нарушений. Пробуренные в его пределах (в сводовой части и по периферии) скважины характеризуются высокими значениями эффективной мощности коллекторов. Возраст вскрытых отложений также отнесен к башкирскому. К востоку, на расстоянии 3-4 км от отмеченного локального поднятия, по редкой сети сейсмических профилей намечена аналогичная, но меньшая по размерам, форма. В ее предполагаемой сводовой части скважины отсутствуют.

Рис. 1. Фрагмент временного сейсмического разреза по линии профиля 080286

Помимо отмеченных, в пределах АГКМ установлен еще ряд участков, где возможно наличие в верхней части подсолевых отложений антикли-

нальных складок аналогичного типа. Они, в основном, незначительны по размерам, их выявление зачастую проблематично, учитывая редкую сеть сейсмических профилей, особенно к востоку от разрабатываемого участка АГКМ, и интерференционный характер сейсмической записи в сложных сейсмогеологических условиях солянокупольной тектоники, когда возможно включение в геологическую интерпретацию ложных волн (боковых, высокоскоростных волн-помех от криволинейных границ раздела и т. п.).

Следует отметить, что размеры и плотность размещения подобных форм уменьшаются с юго-запада на северо-восток (рис. 2).

Рис. 2. Схема расположения тектонических и седиментационных элементов АГКМ

Природа выявленных локальных участков во многом не выяснена и требует детального изучения по образцам керна и шлама. Предположительно, данные формы имеют седиментационное происхождение и связаны с локальным биогермообразованием. Диагенетические преобразования внутри органогенных построек наряду с уплотнением и цементацией могут изменять их объем как в сторону увеличения (при переходе арагонита в полиморфный кальцит), так и уменьшения (при доломитизации). В результате происходят растрескивание и разуплотнение перекрывающих слоев, улучшающие их коллекторские свойства.

Подобные явления охарактеризованы Г. М. Чередовым на примере склонов Южно-Татарского свода [4]. В частности, им отмечено, что интенсивность трещиноватости над рифами, подвергнутыми доломитизации, была в среднем в 2 раза выше, чем в зонах тектонических нарушений. Са-

ми рифогенные структуры представляют собой аномально плотные доло-митизированные тела.

Другой вариант модели развития таких структурных форм и связанных с ними локальных зон субвертикальной трещиноватости разработан на примере представлений О. В. Япаскурта о механизме преобразования пород на этапе, предшествующем метаморфизму [5]. Поскольку на поздней стадии эпигенеза происходит значительное снижение пористости коллектора, то сокращение порового пространства и исчезновение системы связующих каналов приводит к запечатыванию большого количества пластового флюида, содержащегося под все возрастающим давлением. Следует отметить, что уплотнение биогермных построек идет несколько более медленными темпами по сравнению с окружающими их шламовыми известняками. В результате в пределах органогенной постройки образуется избыточно обводненная формация, представляющая собой единую флюи-до-породную систему.

В период очередной активизации тектонических движений резкое повышение температуры побуждает систему к изменению физического состояния, конечным итогом которого является инверсия плотности и относительное «всплывание» нижних частей толщи с растрескиванием вышележащих пород. При этом большие массы воды устремляются по зонам трещиноватости в вышележащие формации, где они могут сформировать крупные системы с АВПД. Нижняя толща, потеряв воду, еще больше уплотняется и залечивается минеральными новообразованиями.

В то же время весьма интересным является тот факт, что в осевой части прогиба, разделяющего отмеченные формы, встречен ряд скважин (Д-2, 714-Э, 901-Э, 903-Э, 60-Э), содержание эффективных коллекторов в которых (%) крайне низко. Одним из возможных объяснений этому может служить предположение, что перечисленные скважины расположены в зоне современного аномального сжатия за счет близко расположенных антиклинальных складок [6]. Однако возможны и другие объяснения, например, наличие между складками переотложенных тонкодисперсных отложений.

Таким образом, формирование породы-коллектора определяется процессом, предшествующим формированию залежи нефти и газа. Применение сейсмических методов позволяет учитывать при благоприятных условиях влияние на характер изменения емкостных свойств не только тектонического, но и седиментационного фактора.

Дальнейшее повышение точности выполняемых исследований может быть достигнуто после существенного сгущения сети сейсмических профилей, особенно в восточной части АГКМ с 0,2-0,3 до 0,8-1,0 км/км2 и выполнения целенаправленной обработки полученного материала.

СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ

1. Семов В. Н. Глубинное строение юга СССР. - М.: Недра, 1980.

2. Постнов А. В., Ширягин О. А. Новые данные о разрывной тектонике левобережной части Астраханского свода // Геология нефти и газа. - 2003. - № 2. -С. 30-34.

3. Бродский А. Я., Бенько Е. И., Рябов А. В. Новые данные сейсморазведки о внутренней структуре подсолевых отложений Астраханского свода // Нефтегазовая геология и геофизика / Экспресс-информ. - 1975. - № 22. - С. 1-3.

4. Чередов Г. М. Закономерности структурообразования и размещения нефтяных залежей на западном склоне Южно-Татарского свода // Геология нефти и газа. - 1997. - № 6. - С. 22-27.

5. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция (под. ред. Ю. Г. Леонова, Ю. А. Воложа). - М.: Науч. мир, 2004. - С. 213-245.

6. Петров А. И., Шеин В. С. О необходимости учета современной геодинамики при оценке и пересчете промышленных запасов нефти и газа // Геология нефти и газа. - 2001. - № 3. - С. 6-13.

Получено 27.09.05

CORRELATION BETWEEN DIAGENETIC AND TECTONIC FACTORS IN ASTRAKHAN GAS CONDENSATE FIELD FORMATION

V. A. Zakharchuc

Criteria which determine regularities of the postsedimental transformation of voids in carbonate collector are studied. There has been described heterogeneity of tectonic and lithofacies origin found out in pay section of the Astrakhan gas condensate field, according to the seismographic research. Formation of zones of higher fissuring in carbonate rocks is proved to be connected with tectonic movement of the land and with different intensiveness of sedimentary lithogenesis as well.