Углеводородный потенциал башкирских отложений Оренбургского Приуралья

УДК 553.

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ОРЕНБУРГСКОГО ПРИУРАЛЬЯ

В.И.Ермолкин, А.С.Филин

На основании геолого-геохимических исследований карбонатного комплекса среднего — верхнего карбона — нижней Перми показано, что промышленным УВ-потенциалом обладают башкирские отложения Оренбургского Приуралья, сформировавшиеся в регрессивную фазу седиментационного цикла. Площадь, расположенная к юго-востоку от Оренбургского нефтегазо-конденсатного месторождения, является наиболее перспективной для успешного проведения поисково-разведочных работ.

Ключевые слова: УВ-потенциал; подсолевые башкирские отложения; геохимические особенности; Оренбургское Приуралье.

В настоящее время ООО "Газпром добыча Оренбург" имеет дефицит ресурсов газа и нефти, подготовленных к освоению. Вместе с тем в юго-восточной части Оренбургского Приуралья еще имеется ряд перспективных зон, с которыми связывается открытие газовых и га-зоконденсатных месторождений. Юго-восточное Приуралье в тектоническом плане приурочено к триаде парагенетически сопряженных надпорядковых структур: Восточно-Европейской платформе, Прикаспийской мегавпадине и Пред-уральскому мегапрогибу.

На западе Оренбургское Приуралье граничит с юго-восточной частью Восточно-Европейской платформы, на востоке — охватывает южную часть Предуральского краевого прогиба, западные края которого перекрыты аллохтонными складками Урала. На юге Оренбургское Приуралье примыкает к северным бортовым уступам Прикаспийской мегавпадины. В пределах этих границ прослеживаются пять субширотных ступеней, погружающихся по расчленяющим их региональным разломам фундамента. На севере это Чебеньско-Больше-икская ступень, на юге — Южно-Хобдинская (Урало-Илекская блоковая ступень), выделенные по геолого-геофизическим данным.

Литологический потенциал карбонатного комплекса среднего — верхнего карбона — нижней перми отличается внутренним регрессивным строением с широким развитием брекчиевидных доломитов, состоящих из неотсортированных обломков с зеркалами скольжения. Преимущественно карбонатные ви-зейско-башкирские отложения с прослоями терригенных пород в нижней части разреза сформировались в регрессивную фазу седиментационного цикла. Башкирские отложения в Оренбургском Приуралье развиты повсеместно, но с различной мощностью разреза, в котором размыта верхняя его часть, что нашло свое отражение в их литоло-го-геохимической характеристике. Башкирские известняки органоген-но-детритовые, часто оолитовые, во-дорослево-фораминиферовые, часто кавернозные с прослоями био-гермных пород.

В нижней части разреза в регрессивную фазу седиментационного цикла отложились преимущественно карбонатные башкирские образования с обилием органогенных остатков и прослоями терригенных пород. На Оренбургской, Севе-ро-Копановской, Южно-Оренбург-ской и Бердянской площадях верхнебашкирские отложения сложены биоморфными, водорослевыми из-

вестняками с прослоями биогерм-ных разностей (Леонов Ю.Г. и др., 1995).

Проведенные химико-битуми-нологические исследования [3] показали, что нефтегазоматеринская толща нижне-среднекаменноуголь-ных отложений с преимущественно гумусовым типом ОВ генерировала достаточно большое количество газообразных УВ, составляющих в среднем 0,3 кг УВ/м3 породы.

Об этом же свидетельствуют данные о превышении в 4-7 раз ресурсов газа над конденсатом башкирских отложений на площадях лицензионных участков Оренбургского Приуралья, подготовленных к бурению.

В Предуральской скв. П-106 выполнены замеры отражательной способности витринита в визей-ско-башкирских отложениях в интервале глубин 3400-4200 м, которые составили 0,5 1?0, что соответствует стадии катагенеза МК<| при среднем палеогеотермическом градиенте 27,9 °С/км. В этой же скважине отмечены нефтепроявления в виде выпотов и запаха нефти в серпуховских и башкирских (интервал глубин 3945-3938 м) известняках, в которых не выделены коллекторы в средних частях разрезов.

Вдоль западного склона Предуральского прогиба, морфологи-

чески выраженного Акбердинской соляной грядой, с севера на юг в башкирских коллекторах выявлены газоконденсатные месторождения — Рождественское, Чкаловское, Южно-Оренбургское, Теректинское, Ста-роключевское, Копановское, Бер-дянское, Нагумановское, Акобин-ское.

На Рождественском месторождении продуктивный интервал башкирских отложений по результатам опробования скв. 230, 233, 234, 236 установлен на глубине 2978-2924 м. Из этих скважин получены притоки конденсата до 15,75 т/сут и газа до

120 тыс. м3/сут при пластовых давлениях 33,0-33,8 МПа. В скв. 230 с глубины 2950 м получен приток нефти 33,1 т/сут плотностью 0,827 г/см3 на 5-мм штуцере. Еще большие де-биты конденсата и газа установлены в интервалах глубин 3073-3034 и 3129-3098 м в скв. 32 и 33 соответственно, где дебит газа составлял 629,6 тыс. м3 при пластовом давлении 34,0 МПа и температуре 51 °С. Южнее и ближе к западному борту Предуральского краевого прогиба на Староключевском газоконден-сатном месторождении в скв. 115 из башкирских отложений в интервале глубин 3432-3456 м получен приток газоконденсатной смеси

121 тыс. м3/сут на 10-мм штуцере при пластовом давлении 40,2 МПа и температуре 51 °С. В скв. 121 из интералов глубин 3407-3425 и 3442-3454 м получены промышленные дебиты газа и конденсата из известняков с хорошими коллекторами (/£ = 5,5 %, Кщ, = (0,032-81,105) • 10"3 мкм2). При данных термобарических условиях потенциальное содержание конденсата в газе составило 88,4 г/м3, газовый фактор — 54,53 м3/м3 с полужирным составом пластового газа (^жир = 17). Конденсат содержит до 71 % бензиновых фракций при плотности 0,7723 г/см3, содержание парафина составляет 4,61 %.

В скв. 171, расположенной на южной периклинали Акобинской структуры, из башкирских газона-

сыщенных отложений в интервале глубин 5195-5209 м получен промышленный приток конденсата и легкого метанового газа с содержанием Н2Б (3,18 %), С02 (1,89 %). При термовакуумной дегазации керна из этого интервала получен газ, в котором содержание метана составляет 98,7 %, а его гомологов С2+ — 1,3 %. Исследованные пробы данного сырого конденсата методом капиллярной газожидкостной хроматографии показали, что в от-бензиненной фракции конденсата в распределении нормальных алка-нов с числом атомов ряда Сю-Сгэ преобладают низкомолекулярные алканы С10-С15, составляющие 69 % этого ряда. Отношение генетического показателя пристана к фита-ну низкое — 1,045, что характерно для УВ-флюидов Урало-Поволжья. Исследования высокомолекулярных УВ-биомаркеров (стеранов и гопанов) методом хромато-масс-спектрометрии показало их низкую концентрацию во фракциях, выкипающих при температуре > 400 °С. Содержание газоконденсата в газе составляет 76 г/см3, пластовое давление — 56 МПа, температура — 91,5 °С. Все эти геолого-геохимиче-ские и термобарические показатели позволяют отнести УВ-скопления Ако-бинского месторождения к первичному генетическому типу газокон-денсатных залежей (Ермолкин В.И., Чахмахчев В.А., Филиппов В.П. и ДР., 2003).

В скважинах Теректинского га-зокондесатного месторождения в башкирских отложениях в интервале глубин 3400-3300 м отмечались нефтепроявления в виде пятен нефти в известняках.

В сверхглубокой параметрической скв. Вершиновская-501 при некачественном испытании в интервале глубин 5283-5345 м из башкирских отложений получен приток пластовой воды с содержанием до 0,3-3,8 м3/м3 УВ-газа с повышенными концентрациями сероводорода. Характерно, что с турне-верей-

ским подкомплексом связано наибольшее число сероводородсодер-жащих залежей Южного Оренбуржья. На территории южной части Вельской впадины залежи с сероводородом составляют около 40 % общего числа залежей газа. Глубо-копогруженные залежи башкирских отложений с градациями катагенеза МК3_4 содержат сероводород, образовавшийся, вероятно, в результате разложения сероорга-нических соединений.

В соответствии с установленной экспериментальной зависимостью, отражающей уменьшение количества стабильного конденсата при увеличении пластового давления и температуры (рис. 1), и влиянием эффекта разбавления жидкой фазы УВ, газовая составляющая преобладает в несколько раз над жидкой в среднекаменноугольно-нижнепермском комплексе Оренбургского Приуралья. В результате вдоль западного склона Предуральского прогиба [1] выделены газоконденсатные зоны (рис. 2, см. зоны /, II).

Приведенные показатели характерны для газоконденсатных зон с метанонафтеновым УВ-составом. Эта газоконденсатная зона (см. зону / на рис. 2) прогнозируется авторами статьи и в северной части Урало-Хобдинской тектонической ступени на структурах Крючков-ская, Буранчинская, Цветочная Бе-ляевского лицензионного участка.

Нефть из башкирских отложений Северо-Копановского месторождения (скв. 130), как и нефть Майоровского месторождения, имеет низкое отношение пристана к фи-тану и пристана к н-С17 с одномода-льным молекулярно-массовым распределением м-алканов и преобладанием в них низкомолекулярных гомологов, что свидетельствует о генерации их ОВ, накопленным в морских условиях бассейна с карбонат-но-эвапоритовой седиментацией.

Характерной особенностью газоконденсатных и газоконденсат-

Рис. 1. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ СОДЕРЖАНИЯ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА ОТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ (с использованием данных А.С.Великовского и др.).

Vu/Vt, cmj/m3

Т, "С: 1 - 105, 2 - 85, 3-60, 4 - 21

но-нефтяных месторождений в карбонатных подсолевых резервуарах является фиксирование при хими-ко-битуминологическом анализе в межзерновом пространстве коллекторов большого количества окисленной нефти, наблюдаемой в керне чаще всего в виде отдельных пачек и линз.

При погружении регионально продуктивных башкирских известняков газоконденсатные месторождения встречены в более чем 2000-м глубинном интервале — от 2903 (Рождественское) до 5034 м (Акобинское — где пластовое давление составляет 56 МПа, температура — 91,5 °С). Состав пластового газа в этой зоне накопления газоконденсата метановый (СН4 — 91,5 %), легкий, кислых компонентов — 5,07 %. Эти характерные, но далеко не полные геолого-геохими-ческие показатели позволяют отнести выявленные УВ-скопления к низко-конденсатным залежам, недонасы-щенным газоконденсатом с газокон-денсатным фактором 50-100 г/см3. Не исключается наличие нефтяной оторочки со смолистой тяжелой

нефтью, образующей небольшое количество высокомолекулярных УВ. Подобного типа газоконденсатные залежи ожидаются на структурах площадью от 27 до 70 км2 — Новоорловской, Северо-Корнилов-ской, Ушаковской (см. рис. 2), расположенных к востоку от Акобин-ского месторождения на глубине отражающего горизонта Б > 5500 м. Это предположение должно подтвердиться в ближайшее время при бурении поисковых скважин на данных площадях. Конденсаты разных зон нефтегазонакопления неодинаковы по своим физико-химиче-ским и геохимическим параметрам. В южной погруженной части Оренбургской зоны нефтегазонакопления распространены преимущественно утяжеленные конденсаты. Их плотность 0,75-0,80 г/см3 при содержании бензиновых фракций до 50-75 % и метановых УВ 30-50 %. На западе области на глубине 1900 м при пластовом давлении 21 МПа и температуре 28 °С в Оренбургском газоконденсатном месторождении начальная газоконденсатная характеристика газоконденсатов башкир-

ских и артинских отложений указывает на наличие бензиновых фракций в отдельных пробах от 61 до 99 % при их метанонафтеновом составе. Плотность конденсата 0,70 г/см3, выход стабильного конденсата 93 см3/м3, или 66 г/м3. Конденсат Оренбургского месторождения (скв. 467) отличается высоким значением генетического показателя отношения пристана к фитану, равным 3,3, при средних значениях 0,59-1,26 для региона. При относительно высоком содержании изоструктур и отношении циклогексана к циклопен-тану (1,68) эти показатели связываются со спецификой исходного гу-мусово-сапропелевого ОВ.

В несколько более жестких термобарических условиях недр с возрастанием глубины до 4000-5000 м при температуре > 80 °С и давлении > 50 МПа прогнозируются залежи утяжеленных и тяжелых бензиновых конденсатов метанового состава, сернистых и высокосернистых.

Для уточнения генетических источников состава и свойств УВ-скоплений требуется продолжить углубленное изучение ОВ, группового и индивидуального состава (биомаркеров) УВ-флюидов.

За пределами выявленных месторождений в Предуральском краевом прогибе пробурен еще целый ряд скважин, в которых установлена нефтегазоносносгь башкирских отложений. Непромышленный приток нефти 0,44 м3/сут из башкирских отложений получен на Буран-чинской площади в скв. 250 из интервала глубин 3590-3601 м, где в образцах керна пористость изменяется от 1,2 до 13,0 %. Признаки наличия УВ в башкирских известняках отмечены в скв. Слудногор-ская-640, Буртинекая-120, Преду-рапьские-104-106, 110. На участках, охарактеризованных бурением, по данным исследования фильтраци-онно-емкостных свойств визей-ско-башкирских отложений, установлены высокоемкие коллекторы

OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS

Рис. 2. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КАРТА ПРОГНОЗА ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ОРЕНБУРГСКОГО ПРИУРАЛЬЯ

шоръевская

>рская

Оренбург

Прнразломная

Западно^"— Рождественское

Рождественск<

Новакраснохолмское Севе ро-Димитро вская

О

Вахитовское/, ^^^Ко/

Китаяско$,-~""ve? Ьлагодаровское

Восточио-Калгановская ¥

Колгановское

J^ Cobxi

, 9о

о. Бузулукская

Восточно-Дачная Славнопольская

С Марье вс кал

__«р* Гjjw

^ ^ -СП Восточно-Каргалкнская

Новоалекскандровекая

Новочебеньковская

Восточно-Родниковская

арнносвкое Лаптеве кая "л rsHu--'

Днецко-Сыртовская КаРгали

Дне ц к о-Сы рювек.

Красноголянская Южно-Сыртовская

Восгоч но-Ди н итровс кая

О

Димнтровское

ЮжноДнмитровская Восточно-Песчаная

Северо-Копанск!

Берлинское

Южно-Оре н буржекое

Теректинское

Л

«7

| Ьстарсжл.чевсое Копанское

Беляевка

Маховая х> и Донголкжская

Соль-Илецк

О

Буранная \

Южно-Л и невская

Нагумановское

Акбулак

А

Новой ваноаское

Чиликсайская\

Северо-Хобдинская Хобди некая

, Восточ но-Хобд^ская

С ^ сь

Южно-Хобдинская

Западно-ШаповаловАая

Веселая Дкобинская

U

о

Корнилове кая

Верш и невская

1 - структуры, разбуренные и подготовленные к поисково-разведочным работам; месторождения: 2- газовые, 3-газоконден-сатные, 4 - нефтегазовые, 5- нефтяные; границы: 6 - структурно-тектонических элементов, 7- Оренбургскою разлома; геохимические зоны: I- газоконденсатная метанонафтеновош состава с плотностью конденсата 0,80-0,85 /см3, П- газогазокон-денсатная с преимущественно метановыми УВ плотностью 0,85-0,86 г/см3, Ш- преимущественно нефтенакопления метано-нафтенов ароматического состава УВ с плотностью нефтей 0,85-0,87 г/см3

с /Сп = 10-15 % и покрышками, роль которых выполняют верейско-верх-некаменноугольные темно-серые шламово-мелкодетритовые глинистые, битуминозные известняки.

Очевидно, что этими открытиями не исчерпана возможность обнаружения новых, дифференцированных по фазовому состоянию, УВ-месторождений. Одной из ближайших поисковых задач в регионе является открытие месторождений-спутников, прилегающих к крупным тектоническим сводам, что уже практически осуществляется при проведении поисково-разведочных работ. Внутренние районы Прикаспийской впадины с глубиной залегания кровли подсолевых отложений 5,5-6,0 км практически не изучены, очевидно, и здесь будут обнаружены крупные зоны нефтега-зонакопления, связанные с Центра-льно-Прикаспийским суббассейном.

Таким образом, УВ-потенциал башкирских отложений исследованной территории определяется ее нахождением на стыке региональных геоструктурных элементов, зональными структурно-тектониче-скими, литолого-фациальными и геохимическими особенностями строения подсолевых нефтегазоносных комплексов.

Наибольший интерес в настоящее время представляют поиск и разведка структурно-литологиче-ских ловушек, с которыми связывается нахождение газовых, газокон-денсатных и газонефтяных залежей в башкирском ярусе южнее и восточнее Оренбургского нефтегазо-конденсатного месторождения. Эта территория простирается от р.Урал до Нагумановского месторождения и к юго-востоку от него до оси Пред-уральского краевого прогиба к Южно-Хобдинской ступени. Выделенная Нагумановско-Вершинов-ская зона связана с сокращенными мощностями палеогипергенных био-кластических башкирских известняков на рифогенных постройках группы Акобинских структур и це-

почке структур, смещенных к западу от них, таких как Кызлобинская, Карасаийская, Бортовая и др. Их продуктивность связывается с вторичными трещиновато-гипергенны-ми коллекторами, образованными при селективном выщелачивании и трещинообразовании, на бортовых уступах Оренбургского Приуралья. В его юго-восточной части, ранее отнесенной к зонам с невыявленны-ми перспективами, уже установлена продуктивность этих отложений на Акобинском месторождении. При детальной геолого-геофизической изученности в этом районе возможно открытие газовых и газоконден-сатных месторождений в башкирском ярусе, аналогичных ранее открытым 12 месторождениям (Рождественскому, Чкаловскому, Южно-Оренбургскому, Копановскому, Акобинскому и др.).

Проведенные комплексный геолого-геохимический и экономический анализы [2] показали нерентабельность освоения в ближайшее время возможных ресурсов на глубине > 6 км, где отсутствуют крупные структуры и промышленно значимые коллекторы. На Вершинов-ской, Нагумановской, Каинсайской площадях на этой глубине вскрыты доломиты и известняки депресси-онных фаций с пористостью 1-3 %, трещиноватой проницаемостью 0,45 • Ю-3 мкм2 с высоким содержанием нерастворимого остатка.

В Приуралье нет крупных и средних по ресурсам УВ-структур. Однако в его юго-восточной части

имеется до 20 структур, близких к средним. Они расположены достаточно близко к магистральным трубопроводам и газопромысловым объектам Оренбургского газокон-денсатно-нефтяного месторождения, их УВ-потенциал может быть использован для укрепления минерально-сырьевой базы.

Литература

1. Деркач A.C. Строение западной прибортовой зоны Предуральского прогиба на Совхозно-Белозерском участке по данным сейсморазведки МОГТ / А.С.Деркач, Ш.З.Хусаинов, Н.Г.Постовалова // Каротажник. — 2004. - № 5-6.

2. Короткое B.C. Стратегия поис-ково-разведочного процесса в Прикаспийской впадине / Б.С.Коротков, Н.Ф.Медведев // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран: сб. науч. тр. — 2-е изд., переработанное. — М.: Изд-во ВНИИгаза, 2007.

3. Навроцкий O.K. Литолого-гео-химические особенности черных карбонатных пород в пределах Линевского структурного блока (Оренбургская область) / О.К.Навроцкий, В.Б.Щеглов, В.В.Гонтарев. — Саратов: Изд-во НВНИИГГ, 2003. - Вып. 35.

О В.И.Ермолкин, А.С.Филин, 2009

Виктор Иванович Ермолкин, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, Ermolkin@gubkin.ru;

Анатолий Сергеевич Филин,

заместитель заведующего кафедрой, кандидат геолого-минералогических наук, Filin@gubkin.ru.

HYDROCARBON POTENTIAL OF BASHKIRIAN DEPOSITS OF ORENBURG URAL REGION

Ermolkin VJ., Filin AS.

From geological and geochemical studies of carbonate complex of Middle-Upper Carboniferous-Lower Permian it is shown that Bashkirian deposits of Orenburg Ural region being formed during regressive phase of sedimentation cycle hold HC potential. The area located to south-east of Orenburg oil-gas-condensate field looks most promising for successful prospecting and exploration activity.

Key words: HC-potential; subsalt Bashkirian deposits; geochemical peculiarities; Orenburg Ural region.