При проведении геологоразведочных работ на территории Калмыкии, в рамках региональных исследований по сейсмопрофилям 1 RSP, 2 RSP, 10 RSP, на ряде других профилей, выполненных стандартными МОГТ-2D, были выявлены врезы, конусы выноса или турбидиты практически по всему разрезу – от девона терригенного до юрских отложений, палеогена и неогена [1]. В пределах Сарпинского мегапрогиба и кряжа Карпинского выявлена Палео-Волга на глубинах до 900 метров.
Анализ сейсмических материалов последних лет, материалов поискового бурения на ряде площадей Республики Калмыкия и сопоставление с космическими снимками показали наличие глубоководных конусов выноса с территории кряжа Карпинского и Карасальской моноклинали в Сарпинский мегапрогиб [2]. При таком подходе к комплексированию мы видим достаточно четкое отображение конусов выноса на космоснимках. Следовательно, представленный подход можно рассматривать в качестве поискового критерия в методическом вопросе выбора участков для геологического изучения, как в северной, так и в южной частях территории кряжа Карпинского, в зонах сочленения Русской и Скифской плит.
Пенепленезация кряжа Карписнского сопровождалась сносом осадочного материала, проградацией осадков в северо-восточном направлении [3]. Такая динамика свойственна всему мезо-кайнозойскому комплексу в Каракульско-Смушковской зоне поднятий (КСЗП) [4]. Формирование отложений турбидитных потоков, подводных оползней свойственны данному характеру развития осадконакопления.
Сейсмофациальный анализ, выполненный в программном обеспечении «Пангея», позволил выявить перечисленные формы в разрезе. Так, сейсмические профили в направлении субпростиранию складок вала и надвиговой зоны выявляют эрозионные врезы, заполненные осадками, и профили лопастей турбидитных потоков и оползневых тел (рис. 1).
Применение геоморфологического анализа на территории Астраханской области связано с выявлением признаков соляного диапиризма. В Республике Калмыкия вне зоны соляной тектоники возможно использовать геоморфологические признаки для выявления терригенных тел, подвергающихся значительному уплотнению. В первую очередь, это касается уплотнения в русловых потоках, которые в современном рельефе могут проявляться отрицательными формами рельефа.
В качестве примера приведем реальную структуру с пробуренными скважинами, в пределах Каракульско-Смушковской зоны дислокаций.
Как видно из представленных выкопировок из космоснимков (рис. 2), длина вреза составляет 12 839 м, а ширина изменяется от 1369 м на юге до 2712 м в дельтовой северной части. Скважина № 3 пробурена ближе к дельтовой зоне, установленная залежь нефти здесь интерпретируется нами, как врез или конус выноса, заполненный верхнепермскими, артинскими и ассельскими отложениями нижней перми. При этом отложения кунгурского возраста в этих условиях вреза отсутствуют.
На отложениях артинского возраста, представленных известняками, залегают верхнепермские песчаники. Полученный пластоиспытателем приток нефти объемом в 7 м3 в открытом стволе, скорее всего, получен из указанных песчаников верхней перми. К сожалению, интервал залегания песчаников верхней перми 3610–3660м в эксплуатационной колонне не испытан. Выше по всему разрезу верхнепермских отложений в интервале глубин 1745–3600 м выявлено большое количество объектов, представляющих собой коллекторы как поровые, так и трещинного типа, не испытанных и не охарактеризованных промысловой геофизикой, но представляющих несомненный и однозначный интерес в нефтегазоносном отношении. Ниже по разрезу ассельские отложения нижней перми залегают на отложениях верхнего карбона, либо среднего карбона башкирского возраста. Бурением эти отложения не охарактеризованы.
Экспресс-анализ каротажных кривых по скважине № 3 позволил выделить перспективные пласты в разрезе скважины и показал следующую ситуацию:
• Пласт, залегающий в интервале 3610–3666 м (рис. 3а), отнесен к верхнепермским песчаникам. Пласт характеризуется толстой глинистой коркой, что говорит о высокопроницаемых способностях, вскрывался и задавлен тяжелым глинистым раствором, плотностью от 1,50 до 1,70 г/см3.
• Ниже по разрезу в отложениях нижней перми артинского возраста выделяется высокоомный пласт в интервале глубин 3666–3715 м и также характеризуется хорошей проницаемостью в верхней части пласта. Разделяются указанные пласты пачкой глин-аргиллитов, толщиной 16 м.
• Нужно отметить, что пластоиспытателем были испытаны два разных горизонта и при этом был получен приток глинистого раствора с нефтью в объеме 7 м3 в условиях испытания, подтверждает ранее сделанные выводы о загрязнении пластов буровым раствором. А также данный вывод подтверждается получением нефти в объеме 2,6 м3/сутки и 1,5 тыс. м3 газа в сутки при испытании пласта в эксплуатационной колонне интервала 3668–3683м (рис. 3б) из отложений артинского возраста.
Следовательно, приток нефти, возможно, был получен из подошвенной части пласта верхнепермских песчаников. Толщина продуктивного пласта составляет 40 м. А пласт артинских известняков, возможно, также содержит газ в верхней части пласта и ниже нефть. Необходимо отметить, что испытания пластов проведены некачественно.
Можно отметить, что приведенные данные по коэффициентам пористости по акустическому каротажу в интервале глубин 3666–3685 м являются некорректными, поскольку тяжелый глинистый раствор практически «запечатал» все поры и трещины.
Ниже по разрезу установлен песчаный пласт в интервале 4360–4400 м (рис. 3в), из которого был получен промышленный приток нефти в открытом стволе. Кавернограмма показывает некоторую проницаемость наличием глинистой корки. Видимо, пласт также задавлен тяжелым глинистым раствором, поскольку в эксплуатационной колонне из пласта приток не получен. Представленные ниже выкопировки визуально показывают наличие в разрезе проницаемых пластов, представляющих однозначный нефтегазовый интерес (рис. 4).
Таким образом, скважиной вскрыт разрез, однозначно содержащий углеводороды. Испытания пластов выполнены некачественно. Пласты задавлены и кольматированы.
Надо отметить, что в прошлые годы перед геолого-поисковыми работами ставились задачи, в основном, по поиску и картированию антиклинальных структур. При этом никак не рассматривались нетрадиционные ловушки и структуры.
Впервые в истории геологии Прикаспийской впадины нами установлен факт наличия таких объектов. Целенаправленное геологическое изучение бортовых частей кряжа Карпинского позволит найти и открыть новые месторождения нефти и газа, при этом, кроме традиционных объектов Прикаспия, в отложениях верхней перми появляется совершенно новый поисковый объект [5].
Таким образом, выявление подобных неструктурных ловушек может привести к развороту геологоразведочных работ не только в Каракульско-Смушковской зоне дислокаций, но и на южном склоне Кряжа. Подобных структур вполне может набраться не менее двух десятков, со своей спецификой условий и обстановок осадконакопления и процессов литогенеза.
Выводы
Северный склон кряжа Карпинского и КСЗП на всем протяжении перспективны на выявление ловушек литологического типа. Учитывая недостаточную изученность региона геолого-геофизическими методами, программа дальнейшего изучения при подготовке к поисковому бурению должна включать:
1. Сбор и обобщение всех имеющихся сейсмических, магнитометрических, гравиметрических и скважинных материалов, а также материалов аэрогеофизических исследований в пределах северной границы Кряжа Карпинского: КСЗП, Сарпинский мегапрогиб, Карасальская моноклиналь;
2. Изучение кернового материала по фонду скважин в интервале пермских отложений;
3. Выполнение переобработки ретроспективных сейсмических профилей, проложенных ортогонально и суб- направлению простирания надвиговых структур в программном комплексе PROspect «Пангея»;
4. Составление трехмерной сейсмогеологической модели в программном комплексе «Пангея» на основе результатов сейсмофациального анализа с выявлением и оконтуриванием зон распространения тел подводных склонов;
5. Прогнозирования наличия флюида на основе сейсмических данных МЧК;
6. Проведение новых сейсморазведочных исследований в выявленных зонах;
7. По совокупности полученных геолого-геофизических данных выполнить ранжирование площади по очередности бурения.
