Перспективы нефтегазоносности поднадвиговой структуры Шахринав (Республика Таджикистан)

Ключевые слова:

Афгано-Таджикская

впадина,

автохтонный блок, аллохтонный блок, залежь, коллектор, нефтегазоносность.

Keywords:

Afghano-Tajik depression, autochthonous block, alochthonous block, deposits, reservoir,

oil and gas content.

УДК 550.812.1

А.Я. Гризик, Ю.И. Заболотная, Р.Ф. Садртдинов, А.В. Ворожбицкий

Перспективы нефтегазоносности поднадвиговой структуры Шахринав

Соглашением между ОАО «Газпром» и Правительством Республики Таджикистан о стратегическом сотрудничестве в газовой отрасли от 15 мая 2003 г. предусмотрена совместная деятельность по поиску, разведке и эксплуатации месторождений нефти и газа на территории Республики Таджикистан. 10 июня 2008 г. между Правительством Республики Таджикистан и ОАО «Г азпром» подписано Соглашение об общих принципах проведения геологического изучения недр на нефтегазоперспективных площадях Республики Таджикистан (далее - Соглашение).

В рамках реализации Соглашения ОАО «Г азпром» получена лицензия на право пользования недрами лицензионной площади Сарикамыш Республики Таджикистан.

Лицензионная площадь расположена на территории Гиссарского района в 60 км к юго-западу от г. Душанбе (рис. 1). В тектоническом плане лицензионная площадь Сарикамыш расположена в северной части Кафирниганской антиклинальной зоны Афгано-Таджикской впадины (АТВ). Результаты бурения параметрических и поисковых скважин на близрасположенных структурах показали, что северная часть Кафирниганской зоны в поперечном сечении состоит из двух чешуй, сильно смещенных по Бабатагскому надвигу (около 15 км) относительно друг друга (рис. 2).

Рис. 1. Обзорная схема расположения лицензионной площади Сарикамыш

Nb 3 (19) / 2014

/

скважины несогласные границы разрывные нарушения ^3

келловей-окс фордские отложения

т km-tt кимеридж-титонские к нижнемеловые к, верхнемеловые р

**з соленосные отложения отложения отложения

палеоценовые

отложения

р ^ 2-3 эоцен-олигоценовые миоценовые n2 плиоценовые Q

отложения отложения отложения

четвертичные

отложения

Рис. 2. Геологический профиль по линии скважин 4С-1С-2Д

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих регионов России

По наклону поверхности разрыва Бабатаг-ский надвиг относится к «ныряющему» типу. По морфолого-кинематической классификации Бабатагский надвиг (покров) относится к покровам скольжения, представленным более или менее прямыми или слабоизогнутыми пластинами, сравнительно слабо дислоцированными внутри и перемещенными по одной резко выраженной поверхности срыва, которая, как правило, совпадает с горизонтом пластичных пород (в данном случае это гаурдакские сульфатно-галогенные отложения). По происхождению Бабатагский покров относится к компрессионным, формирующимся в условиях регионального сжатия.

В верхней части разреза аллохтонного блока выделяются неогеновый и палеоген-меловой комплексы пород. Ниже палеоген-мелового комплекса в пределах аллохтонного блока выделяется соленосная толща верхнеюрского возраста (гаурдакская свита кимеридж-титона - J3g).

В пределах изучаемой площади нефтеносность палеоген-мелового комплекса и подсолевых верхнеюрских отложений аллохтонного блока по результатам ранее пробуренных двух параметрических скважин не установлена. Учитывая этот факт, основным направлением поисков в пределах площади являются под-надвиговые отложения палеогенового и мелового возраста (автохтон).

Продуктивность палеогеновых отложений автохтона прогнозируется по аналогии с аллохтонными отложениями, которые на территории Юго-Западного Таджикистана являются основным нефтеносным комплексом. Практически все залежи нефти открытых здесь месторождений (Сев. Курганча и др.) локализованы в алайских и бухарских пластах (I, I-а, II, II-а, III, IV) палеогена, представленных известняками, доломитами, песчаниками, глинами и мергелями. Перспективы обнаружения газовых залежей связаны с терригенными отложениями нижнего мела (Комсомольское месторождение и др.), где выделяется ряд пористо-проницаемых пластов-коллекторов - XIV, XIII, ХП, (XII-а, XII-б), XI, (XI-а, XI-б, XI-в).

В результате проведения на Сарикамыш-ской площади в 2007-2011 гг. высокоточных грави- и сейсморазведочных работ МОГТ-3Б подготовлена к поисковому бурению по палеогеновым и меловым отложениям (отражающие горизонты F1bh, K1al) поднадвиговая структура Шахринав, представляющая собой локальную

брахиантиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении.

Геологический разрез автохтонного палео-ген-мелового сейсмоформационного комплекса аналогичен аллохтонному палеоген-меловому интервалу. Однако при сравнении их волновых полей можно отметить некоторые различия, определенные условиями распространения упругих волн в геологической среде (рис. 3). Сейсмические отражения автохтонного блока более низкочастотны по сравнению с аллохтонным блоком, что обусловлено закономерными процессами поглощения высокочастотной компоненты сейсмического сигнала с глубиной исследования. Временные толщины между отражениями от кровли бухарских известняков до кровли альба несколько сокращены, что вызвано процессом увеличения интервальных скоростей с глубиной исследования вследствие уплотнения горных пород с глубиной.

Несмотря на указанные различия, основные характеристики волнового поля автохтонного блока близки волновому полю аллохтонного блока (конформность расположения основных внутриформационных отражений, прослеживаемость их по площади работ, отсутствие резких геологических внутриформационных неоднородностей - линз, выклиниваний, рифов и т.д.). В данном комплексе выделяются и прослеживаются отражающие горизонты, аналогичные прослеживаемым в аллохтонном блоке - кровля бухарских известняков палеогена (F1bh), кровля альбских отложений нижнего мела (K1al).

Юрская часть геологического разреза автохтонного блока в пределах АТВ не изучена бурением, поэтому ее характеристика в пределах площади Сарикамыш весьма условна.

При подготовке структуры Шахринав к бурению была построена ее геологическая модель. По кровле бухарских слоев нижнего палеогена (F1bh) площадь структуры составляет 8,1 км2, амплитуда - 100 м. По кровле альбских отложений нижнего мела (K1al) ее площадь равна 7,5 км2, амплитуда - 75 м.

С целью оценки перспективных ресурсов углеводородов (УВ) категории С3 выделено восемь объектов подсчета: I - пласт !а (Р2а1), II - пласт I (Fjbh), III - пласты П-Па-III-IV (F1-2ak-bh), IV - пласты VI-VII (K2sn), V - пласты VIII-IX (K2t-s), VI - пласт Х (Kjal), VII -пласт Х! (Kjal), VIII - пласты XIa, б, в (Kjal) (рис. 4).

Скв. 4-Сарыкамыш Скв. 1-п Шахринав

500

1000

1500

P1bh

2000

K1al

J3gr

2500

P1bh

Jgr

3500

T50 T100 T150 T200 T250 T300 T350

500

P1bh

1000

K1al

S

О

4

1500

J3gr

"\

2000

2500

P1bh

K1al

3000

S

О

Jgr

3500

J

T, c З

Ц------------H

1176 м

В T, c

X

разлом

плоскость надвига

t

проектный ствол

Рис. 3. Временной разрез через структуру Шахринав по линии скв. 4-Сарыкамыш и 1-п Шахринав

Подсчет перспективных ресурсов УВ категории С3 произведен объемным методом специалистами филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта в 2012 г. Согласно полученным данным суммарные перспективные извлекаемые ресурсы УВ структуры Шахринав оцениваются в 23,3 млн т у.т. По палеогеновым отложениям перспективные извлекаемые ресурсы нефти -4,2 млн т, растворенного газа - 655 млн м3. По меловому комплексу перспективные балансовые ресурсы свободного газа оцениваются в объеме 18,4 млрд м3.

В 2013 г. на структуре завершено бурение поисково-оценочной скв. 1-п Шахринав с забоем 6450 м, ставшей не только самой глубокой скважиной в пределах АТВ, но и во всей Центральной Азии. Впервые в пределах АТВ самостоятельным направлением работ выбраны мезозойско-палеогеновые отложения автохтонного блока. Успешно отработана методика подготовки поднадвиговых структур. Полученный

материал будет использоваться при дальнейших работах на поднадвиговые структуры в зонах сочленения Кафирниганской и Обигарм-ской антиклинорных зон с Вахшским прогибом в АТВ.

На данном этапе геологоразведочных работ (ГРР) получена ценная информация о геологическом строении исследуемого района. Результаты бурения скв. 1-п Шахринав позволили впервые практически в полном объеме изучить палеоген-меловой разрез автохтонного (поднадвигового) блока, включая отложения нижнего мела (барремский ярус).

В результате работ уточнено положение обширного Бабатагского надвига и подтверждено предположение о схожести литологостратиграфического строения и состава надви-говой (аллохтонной) и поднадвиговой (автохтонной) частей разреза.

В процессе бурения скв. 1-п Шахринав проводились анализ одномерной геомеханической

Скв.1-Шахринав Alt=+958,79 м

Предполагаемые залежи

нефти

газа

ОГ P1bh отражающие горизонты

тектонические

нарушения

Х Х

ХХ

Х Х

песчаники

известняки

стратиграфические

границы

граница Бабатагского надвига

Рис. 4. Сейсмогеологический разрез по линии I-I через структуру Шахринав

модели порового давления и вычисление градиентов гидроразрыва, литостатического давления и разрушения горных пород при скалывании. Геомеханическая модель порового давления с достаточной степенью достоверности

отражала ситуацию при бурении скважины. Результаты работ в дальнейшем могут использоваться при бурении глубоких поисковых и разведочных скважин в аналогичных геологических условиях на сопредельных территориях.

Геофизические скважинные исследования методом вертикального сейсмического профилирования с привлечением данных геофизических исследований скважин (ГИС) позволили провести детальную стратификацию данных наземной сейсморазведки и скоростной модели среды, определить фактические глубины залегания опорных отражающих горизонтов автохтонного блока в отложениях палеогенового и мелового возраста. Они оказались на 300 м глубже прогнозируемых по сейсмическим данным. При этом не вскрытая бурением кровля юрских отложений прогнозируется на глубинах 6850-7000 м и глубже.

Предварительные результаты комплексного изучения керна в лабораторных условиях позволяют сделать вывод о том, что в целом породы-коллекторы как палеогеновых, так и меловых отложений автохтона обладают пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В палеогеновых отложениях ФЕС коллекторов бухарских слоев оказались значительно выше, чем в алайских и акджарских слоях. В меловом разрезе наилучшей открытой пористостью всех изученных образцов керна обладают породы сеномана и апта. Наиболее проницаемыми оказались породы сеномана.

Отмечается разница в оценке пористости методами ГИС и полученной в результате лабораторных исследований керна. Очевидно, это обусловлено неоптимальным подбором петрофизических зависимостей при интерпретации методов ГИС.

Наибольший поисковый интерес в стратиграфическом разрезе палеогена автохтона площади Сарикамыш представляют бухарские слои, которые, возможно, также продуктивны, как и одновозрастные отложения аллохтона на сопредельных территориях.

В палеоген-меловых отложениях установлено наличие пластов-коллекторов, из которых в процессе бурения были получены прямые признаки нефтегазоносности. На основании геофизических исследований с привлечением предварительных данных исследования керна и шлама в поисково-оценочной скв. 1-п Шахринав определены восемь объектов испытания. В палеогеновых отложениях утверждены к опробованию четыре объекта, из которых два приурочены к карбонатам алайского возраста, а по одному - к карбонатным породам бухарского и доломитам акджарского ярусов (рис. 5). В меловых отложениях - к песчаникам сеноманского, альбского (два объекта) и аптского ярусов.

Доломит

тонкокристалличе ский

Трещины и гнезда сульфатов в доломитах

Известняк

пелитоморфный

Известняк с сетью тонких трещин

Горизонтальный стилолитовый шов в доломитах

Рис. 5. Образцы керна, отобранного из поисково-оценочной скв. 1-п Шахринав

В заключение необходимо отметить, что окончательные выводы о перспективах нефтегазоносности поднадвиговых отложений в исследуемом районе АТВ и необходимости корректировки направлений дальнейших ГРР

Список литературы

1. Каломазов Р.У Основные направления и методика геологоразведочных работ на нефть и газ в Юго-Западном Таджикистане / Р.У Каломазов, В.С. Коробка, Ю.С. Юртаев. -Душанбе: ТаджНИИНТИ, 1986.

2. Крылов Н.А. Перспективные направления поисков нефти и газа в Республике Таджикистан и Киргизской Республике /

Н.А. Крылов, Ю.И. Заболотная, М.С. Кучеря // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. -

2008. - № 1. - С. 29-34.

3. Гулев В. Л. Геологоразведочные работы на нефтегазоносных площадях Южного Таджикистана / В. Л. Гулев // Горный журнал. -

2009. - № 8. - С. 21-22.

можно будет сделать только после завершения строительства скв. 1-п Шахринав и всестороннего анализа полученных геологогеофизических материалов.

References

1. Kalomazov R.U. Main directions and method of geological exploration works for oil and gas in the Southern-Western Tajikistan / R.U. Kalomazov, V.S. Korobka, Yu.S. Yurtaev. - Dushanbe: TajNIINTI, 1986.

2. Krylov N.A. Prospective directions of oil and gas exploration in the Republic of Tajikistan and Republic of Kyrgyzstan / N.A. Krylov,

Yu.I. Zabolotnaya, M.S. Kucherya // Bulletin of Association of Drilling Contractors. -2008. -№ 1. - P. 29-34.

3. Gulev V.L. Geological exploration operations on oil-gas bearing areas of Southern Tajikistan / V.L. Gulev // Mountain journal. - 2009. - № 8. -P. 21-22.