Перспективы открытия залежей бессернистого газа в меловых отложениях Бешкентского прогиба Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области

УДК 553.98

перспективы открытия залежеИ бессернистого газа в меловых отложениях бешкентского прогиба бухаро-хивинскои нефтегазоносной области

А.Г.Ибрагимов

Статья посвящена перспективам открытия залежей бессернистого газа в меловых отложениях Бешкентского прогиба (Республика Узбекистан). Выделены структуры и площади, где ожидаются открытия месторождений в меловых отложениях.

Ключевые слова: Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область; залежи бессернистого газа; нижнемеловые надсолевые отложения; XIV продуктивный горизонт.

Основным нефтегазодобывающим регионом Узбекистана является Бухаро-Хивинская нефтегазоносная область (НГО), в тектоническом отношении являющаяся частью Амударьинской синеклизы (рис. 1), на которой с северо-востока на юго-запад выделяются Бухарская, Чар-джоуская и Багаджинская ступени, отделенные друг от друга крупными разломами (Предзеравшанский, Бухарский, Амударьинский).

В пределах Бухаро-Хивинской НГО открыто более 130 месторождений нефти и газа, где около 80 % разведанных запасов УВ сосредоточено на 2 уникальных и 16 крупных месторождениях.

Добыча нефти, газа и конденсата начата в начале 60-х гг. прошлого столетия. К настоящему времени в эксплуатации находится большое число уже открытых месторождений, среди них 13 крупных и 2 уникальных, большая часть запасов которых уже выработана. Их остаточные запасы не превышают 16-37 % начальных и находятся на стадии падающей добычи. Продолжение такой тенденции может привести к резкому снижению общей добычи газа, конденсата и нефти в це-

лом по республике. Ситуацию можно исправить путем открытия крупных по запасам месторождений.

К сожалению, к настоящему времени, в пределах Бухаро-Хивин-ской НГО уже разведано более 80 % прогнозных ресурсов. Открывать здесь месторождения с крупными запасами становится все труднее. За прошедшие 27 лет здесь не открыто ни одного месторождения с крупными запасами нефти или газа — все они мелкие или средние. На основании изложенного можно считать, что открытие крупных месторождений нефти и газа в нефтегазоносных регионах республики в настоящее время является основной задачей, стоящей перед отраслью. Поэтому решение этой проблемы, особенно в меловых отложениях Бухаро-Хивин-ской НГО, является актуальной задачей [3, 4].

По состоянию на 01.01.2012 г. в пределах Бухаро-Хивинской НГО относительно слабо (изученной) опо-искованной является территория Бешкентского прогиба, где перспективы открытия новых месторождений были высокие по сравнению с другими крупными тектоническими элементами данного региона.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ в Бешкентском прогибе Бухаро-Хивинской НГО начаты в начале 60-х гг. прошлого столетия. Основанием для этого послужило получение промышленных притоков газа из верхнеюрских известняков на площадях Уртабулак и Кул-так, расположенных в центральной части Чарджоуской ступени [1, 2]. Здесь были опробованы возможно перспективные горизонты (Х^-!Х) нижнего и верхнего мела, где не были получены притоки нефти или газа. По результатам этих испытаний надсолевые меловые отложения считались бесперспективными и не были опробованы при последующем бурении поисково-разведочных скважин.

Предполагалось, что в районах развития верхнеюрской соленосной толщи продуктивны только подсо-левые юрские отложения, а вышележащие меловые — не продуктивны. Это было связано с представлением, о том, что соли служат хорошим экраном (покрышкой), не допускающим вертикальную миграцию УВ. Исходя из этого, ни на одной площади, ни на одной скважине не только Чарджоуской ступени,

Рис. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ АМУДАРЬИНСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

1 - границы структурно-тектонических элементов; 2 -зона развития барьерного рифа; 3 - одиночный риф; 4 -нефть; 5 -газ; 6-вода; 7 - выходы палеозойского фундамента; 8 - глубинные разломы: I - Предзеравшанский, II-Бухарский, III -Амударьин-ский, IV- Караиль-Лянгарский; 1 - Бухарская ступень, поднятия: Ян - Янгиказганское, Гз - Газлинское, Кг - Каганское, Мб -Мубарекское, Аз - Азляртепинский клин, прогибы: Тз - Тузкойский, Рм - Рометанский, Ям - Ямбашинский, Кш - Кашкадарь-инский; 2 - Чурджоуская ступень, поднятия: Гу - Гузар, Чд - Чарджоуское, Дк - Ленгизкулское, Кл - Култакское, Ич - Испан-лы-Чандырское, прогибы: Кк - Кара-Кульский, Бш - Бешкентский; 3 - МЮЗГ - мегаантиклиналь юго-западного Гиссара, Дх -Дехканабадская синклиналь

но и в пределах юго-западных отрогов Гиссарского хребта меловые отложения не были испытаны на продуктивность.

Однако в пределах Туранской плиты, куда входит Амударьинская синеклиза, в нижнемеловых надсо-левых отложениях (XIV горизонт) на месторождениях Давлетабад-Донмез, Шехитлы-Джуджуклы, Фа-раб (Туркмения) обнаружены крупные запасы бессернистого газа.

Результаты анализа формирования залежей газа в XIV горизонте указанных месторождений показы-

вают, что они формировались за счет перетока газа из юрских отложений через тектонические нарушения. В пределах Чарджоуской ступени крупные нарушения, пересекающие юрские и меловые отложения (кроме Бухарского и Амударь-инского разломов), не обнаружены. Однако такие разломы (взбросы, надвиги, иногда сбросы) широко развиты в пределах тектонически-активного региона юго-западных отрогов Гиссарского хребта и на прилегающих к нему территориях. К таким тектонически-активным зо-

нам относятся территория развития Караиль-Лянгарского разлома и прилегающие к нему участки.

Изложенное позволяет сделать вывод, что для определения перспектив нефтегазоносности нижнемеловых отложений необходимо изучить особенности геологического строения месторождений и формирования в них залежей УВ тех месторождений, которые расположены вблизи крупного Кара-иль-Лянгарского разлома. К таким районам относится восточный борт Бешкентского прогиба.

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЛИНИИ скв. БАЗЫХУР-З - скв. КАРАИЛЬ-4

Бузахур Центральный Восточный Караиль

Бузахур Бузахур Скв. 4

1 - тектонические нарушения; 2 - ангидриты; 3 - соли; 4 - поисково-разведочные скважины; залежи газа: 5 - открытые, 6 - предполагаемые; 7 - газоводяной контакт; 8 - рекомендуемая параметрическая скважина

В настоящее время в пределах Бешкентского прогиба открыто более 30 месторождений УВ в юрских карбонатных отложениях [1, 2, 5]. Для определения перспектив неф-тегазоносности нижнемеловых отложений были детально изучены особенности геологического строения более 20 месторождений и площадей (Шуртан, Северный Шуртан, Гармистон, Северный Гузар, Бузахур, Восточный Бузахур, Зафар, Кумчук, Чунагар, Илим, Южная Тан-дырча, Тандырча, Шим.Тандырча, Мангит, Чанак, Хамал, Хавас, Джам-булак, Гузар, Новый Гузар, Караиль, Мавлянкудук, Учкулсай и т.д.), расположенных на восточном борту Бешкентского прогиба, т.е. вблизи Караиль-Лянгарского разлома.

Геологическое строение месторождений, особенности их тектонического развития, формирования и приуроченность залежей нефти, газа к определенным стратиграфическим комплексам, выполненные анализы показывают, что над месторождениями и складками, связанными с верхнеюрскими известняками, в надсолевых меловых отложениях не всегда присутствуют складки-ловушки. Если они и развиты, то, как правило, не продуктивны из-за наличия в разрезе надежного экрана — верхнеюрских солей (месторождение Култак).

При малоамплитудных тектонических нарушениях, которые подсекают юрские и меловые отложения, перетоки УВ из юрских от-

ложений в меловые не были замечены (месторождения Шуртан, Южная Тандырча и др.).

Совсем иначе на перетоки УВ влияют крупные разломы с большой амплитудой, когда подсолевые продуктивные известняки контактируют с вышележащими меловыми отложениями, что способствует возможным перетокам флюидов из одного стратиграфического комплекса в другой. Примером может служить наличие в исследуемом районе Караиль-Лянгарского разлома. Площадь Караиль подсекается этим разломом (надвигом), а площади Восточный Бузахур, Буза-хур, Гузар, Северный Гузар, Новый Гузар, Чанак, Чунагар расположены вблизи разлома или примыкают к нему. Надвиг пересекает мел-палеогеновые отложения. Восточный блок надвинут на западный, амплитуда составляет около 1480 м (рис. 2).

В районе скв. Караиль-4 обнаружены сеноманские отложения верхнего мела. На глубине 820 м (XIII горизонт) этой скважиной подсекается плоскость Караильского разлома и вскрываются сеноман-ские отложения. Она пробурена до XIV горизонта (2380 м).

Структура Восточный Бузахур расположена на западном опущенном блоке разлома. По кровле юрских известняков складка подсечена надвигом, западный блок надвинут на восточный и экранируется верхнеюрскими солями. Амплитуда надвига 350 м (см. рис. 2). Плоскость надвига упирается во второй надвиг, проходящий между скв. Восточный Бузахур-6 и скв. Караиль-4.

В результате развития Кара-иль-Лянгарского надвига на большой территории восточной части Бешкентского прогиба нижнемеловые отложения оказались контактирующими с юрскими карбонатными отложениями юго-западного отрога Гиссарского хребта (см. рис. 2).

Если формирование залежей УВ в карбонатной юре происходило в

Рис. 3. КАРТА ГИДРОИЗОПЬЕЗ ВЕРХНЕЮРСКОГО ВОДОНАПОРНОГО КОМПЛЕКСА СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ

АМУДАРЬИНСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ

1 - изопахиты пьезометрических напоров, м; 2 - поисково-разведочные скважины; 3 - площади (числитель - название, знаменатель - пьезометрический напор, м); 4 - тектонические нарушения; 5 - границы барьерного рифа; 6 - направление миграции УВ

меловое время, а надвиг — в альпийское, то логично допустить возможность перетока УВ-флюидов из юрских в меловые отложения.

На основе произведенных фактических замеров пластового давления построена карта гидроизопьез верхнеюрского карбонатного водонапорного комплекса для северо-восточной части Амударьинской синеклизы (рис. 3). Согласно этой карте, на территории Бухаро-Хи-винской НГО господствует эллизи-онный гидрогеологический режим напоров, а в пределах юго-западного отрога Гиссарского хребта (восточная часть) — инфильтрационный режим. В пределах Бухаро-Хивин-ской НГО падение пьезометрических напоров происходит в северо-

восточном направлении, резкая разгрузка — в зоне развития Бухарского разлома. Если допустить, что направление падения напоров совпадает с направлением горизонтальной миграции УВ, то можно предположить, что в зоне Бухарского разлома горизонтальная миграция УВ сменилась вертикальной, что способствовало скоплению залежи УВ в меловых отложениях. В связи с этим заслуживает большого внимания зона развития Караиль-Лянгар-ского разлома. Пьезометрические напоры юрской карбонатной системы от 1,5 км в районе площади Ба-басурхан снижаются до 800-900 м в зоне Караиль-Лянгарского разлома.

В пределах Бухаро-Хивинской НГО наблюдается такая же карти-

на. Пьезометрические напоры от 3000 м в районе площадей Гир-сан-Акназар понижаются до 700-1000 м в районе Караиль-Лян-гарского разлома. Приведенные факты показывают, что зона развития разлома является областью разгрузки напоров и путями миграции флюидов из юрских отложений в меловые.

По решению секции НТС АК "Узнефтегаздобыча" было принято опробовать XII и XIV горизонты в ликвидированных скважинах на месторождении Бузахур для определения возможной продуктивности. Были опробованы XII и XIV горизонты в скв. 3 месторождения Бузахур. В результате из этих горизонтов были получены притоки минерали-

Рис. 4. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ XIV ГОРИЗОНТА ЮЖНОЙ ЧАСТИ ВОСТОЧНОГО БОРТА БЕШКЕНТСКОГО ПРОГИБА

1 - контур газоносности по карбонатным отложениям; 2-тектоническое нарушение; 3 - Лянгаро-Караильский разлом; 4 - стратоизогипсы XIV горизонта, м; 5 -поисковые скважины (числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли XIV горизонта, м); скважины: 6 -параметрические, 7 - разведочные, 8 - эксплуатационные; 9 - линии геологических профилей; скважины: Б - Бузахур, ВБ -Восточный Бузахур, ЦБ - Центральный Бузахур, Чн - Чанак, НГ - Новый Гузар, Хв - Хавас, КрБ - Карабай, Кр - Караиль, Кум - Кумчук, Чун - Чунгар, Гз - Гузар, СГ - Северный Гузар, Мм - Мунинабад; I - Восточный Бузахур, II - Гузар

зованной воды (98,883-114,62 г/л) хлор-кальциевого типа. Такой тип воды характерен для водоносных горизонтов известняков юры. В пробе установлены содержания нафтеновых кислот, фенола и бензола выше фоновых. Объект диагностируется как высокоперспективный.

Отсюда можно сделать вывод, что из юрских известняков в нижнемеловые отложения осуществлялись притоки флюидов (вода + возможно, УВ). Здесь следует отметить, что опробованный в скв. Буза-хур-3 XIV горизонт находится на отметке -2100 м, т.е. на 900 м гипсо-

метрически ниже свода Восточ-но-Бузахурской складки (рис. 4).

Если притоки газа поступали с водой, то сводовая часть складки должна быть продуктивной, что необходимо проверить опробованием в присводовых скважинах. Для этого рекомендуется испытать XII и XIV горизонты в площадях Чанок, Гузар, Новый Гузар и Восточный Бузахур. Для испытания в качестве первоочередных объектов рекомендуются интервалы в скв. Восточный Буза-хур-16 1989-2003 м (XIV горизонт) и 1652-1660; 1601-1613 м (XII горизонт) в скв. 2 площади Гузар. Если при этом вертикальная миграция УВ произошла по тектоническим нарушениям, то горизонтальная миграция должна осуществляться по проницаемым песчаным пластам мелового возраста и их скопление должно происходить в положительных структурах с надежными покрышками. В верхней части нижнего мела присутствует мощная (более 100 м) толща альбских глин, которая является хорошей покрышкой на многих месторождениях Бухарской ступени Бухаро-Хи-винской НГО.

В пределах Бешкентского прогиба под этими глинами присутствуют многочисленные проницаемые, терригенные коллекторы XII, XIII и XIV горизонтов нижнего мела. XII горизонт сложен чередованием серых песчаников, глинистых алевролитов и глин. Характеристика XIII горизонта такая, как и XII горизонта, но преобладает коричневая окраска. XIV горизонт представлен песчаником, глинистым, коричневато-красным, плотным, крепким, слюдистым. В кровле залегает пласт глины мощностью до 12 м, в подошве — мощная пачка неокомских красных глин, еще ниже — юрские соли.

Как было отмечено, структурный план меловых отложений не соответствует структурному плану юрских карбонатных отложений. На структурной карте по кровле

PROSPECTS OF REVEALING POOLS OF NON-SULFUROUS GAS IN CRETACEOUS DEPOSITS OF BESHKENT TROUGH OF BUKHARA-KHIVA OIL AND GAS BEARING AREA

Ibragimov A.G.

The article deals with prospects of revealing pools of non-sulfurous gas in Cretaceous deposits of Beshkent trough (Republic of Uzbekistan). Structures and areas with prospects of discovering fields in Cretaceous deposits are distinguished.

Key words: Bukhara-Khiva oil and gas bearing area; pools of non-sulfurous gas; Lower Cretaceous oversalt deposits; XIVproductive horizon.

XIV горизонта на изучаемой территории выделяется два крупных (структуры) поднятия: Бузахурское и Гузарское. Все пробуренные скважины на юрские известняки оказались заложенными на крыльях или переклиналях меловой структуры. Например, месторождение Северный Гузар оказалось размещенным на северо-западном крыле Гузарской структуры, а Ча-нак — на ее периклинали, месторождение Бузахур — на северо-западном крыле Бузахурского поднятия (см. рис. 4).

В сводовой части Бузахурской структуры пробурены скв. 1, 6 на месторождении Восточный Буза-хур, а на севере Гузарской складки — скв. Гузар-2. В последней скважине кровли XII и XIV горизонтов вскрыты на абсолютных отметках -978 и -1266 м соответственно, что на 407 и 403 м выше, чем в скв. Гузар-1, расположенной на 4 км западнее ее.

Независимо от того, в какой части структуры пробурена та или иная скважина, авторы статьи детально изучили материалы геофизических исследований (ГИС) всех скважин, пробуренных на площадях, расположенных в южной части восточного борта Бешкентского прогиба.

Результаты изучения показывают, что не во всех скважинах характеристики песчаных пластов нижнего мела одинаковы. Во-первых, пласты песчаников явно водонасыщен-ные. В таких случаях наблюдается заметное сужение диаметра скважины, ПС глубоко отрицательное, кажущееся электрическое сопротивление (КС) низкое (2-3 Ом м), т.е. ниже, чем сопротивление глин. Это — объективная характеристика водонасыщенного пласта. Во-вторых, сопротивление пласта резко повышается до 25-40 Ом м, что в 5-10 раз выше сопротивлений глин при сохранении условий сужения диаметра скважины и отрицательных значениях ПС. Эти пласты, воз-

можно, продуктивны и заслуживают внимания. В-третьих, наблюдается смешанная, запутанная картина. Сопротивление высокое, сужение ствола отсутствует или появляются каверны, ПС переменное, иногда КС низкое и т.д. Кроме того, на характер записи КС и ПС большое влияние оказывает соленость бурового раствора, когда геофизические исследования скважин выполняются после вскрытия верхнеюрских солей, а в юго-западных отрогов Гиссарского хребта — нижнемеловых солей.

Путем изучения разнозначных промыслово-геофизических характеристик нижнемелового разреза, авторам статьи удалось выделить в XIV горизонте возможно продуктивные его части на некоторых скважинах исследуемого района. Детально изучены материалы ГИС всех скважин восточного борта Бешкентского прогиба, и на основе их интерпретации выделены площади, скважины и интервалы возможно продуктивной части XIV горизонта. Результаты выполненных комплексных исследований позволяют сделать заключение, что первоочередными объектами для обнаружения залежей УВ являются меловые структуры Бузахур и Гузар.

Литература

1. Ибрагимов А.Г. Основные типы верхнеюрских рифов Западного Узбекистана и методика определения зоны их распространения // Узбекский геологический журнал. — 1980. — № 4.

2. Ибрагимов А.Г. Фациальная зональность нефтегазоносной верхнеюрской карбонатной формации северной части Амударьинской синеклизы // Сов. геология. — 1984. — № 5.

3. Парпиев М.В. Сероводородо-содержащие газы и закономерности их распространения в Западном Узбекистане // Узбекский журнал нефти и газа. - 2000. - № 2.

4. Ситдиков Б.Б. О крупных прогнозных ресурсах бессернистого газа в меловых отложениях Чарджоуской ступени Бухаро-Хивинского региона // Узбекский журнал нефти и газа. -2008. - № 3.

5. Фортунатова Н.К. Юрский карбонатный комплекс юго-востока Туран-ской плиты, строение и нефтегазонос-ность / Н.К.Фортунатова, А.Г.Швец-Тэнэ-та-Гурий, А.Шахвали // Известия вузов. Геология и разведка. — 1998. — № 4.

© А.Г.Ибрагимов, Н.К.Фортунатова, М.С.Суннатов, 2013

Абаджабар Гафурович Ибрагимов, доктор геолого-минералогических наук, igirnigm_uz@mail.ru;

Наталья Константиновна Фортунатова, заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

М.С.Суннатов, igirnigm_uz@mail.ru.