Введение

Одним из важнейших направлений развития нефтегазовой отрасли Республики Узбекистан является повышение эффективности освоения месторождений, приуроченных к карбонатным рифовым резервуарам. Особый интерес представляют залежи углеводородов, связанные с верхнеюрскими рифогенными образованиями Амударьинской впадины, характеризующиеся сложным геологическим строением, высокой неоднородностью коллекторских свойств и специфическими условиями формирования запасов нефти и газа.

Месторождение Крук является одним из характерных представителей рифовых объектов Чарджоуской тектонической ступени. Его продуктивный резервуар представлен крупной атоллоподобной органогенной постройкой, сложенной высокопористыми карбонатными породами горизонтов XV-P и XV-HP. Изучение особенностей строения данного резервуара имеет важное значение для повышения достоверности геологических моделей, уточнения запасов углеводородов и совершенствования систем разработки месторождения.

Целью настоящего исследования является анализ геологического строения рифового резервуара месторождения Крук, изучение его тектонических особенностей, внутреннего строения и нефтегазоносности, а также выявление факторов, определяющих распределение коллекторских свойств и формирование залежей углеводородов.

Для достижения поставленной цели были использованы материалы геологоразведочных работ, данные бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, результаты промыслово-геофизических исследований, а также структурные карты и геологические разрезы продуктивной толщи месторождения.

Тектоника

Месторождение Крук располагается в Центральной части Чарджоуской тектонической ступени, осложняющей восточную бортовую зону Амударьинской впадины. Основными структурными элементами района являются Испанлы-Чандырское и Денгизкульское валообразные поднятия и разделяющий их Кушабский прогиб.

Площадь Крук входит в состав Испанлы-Чандырского поднятия и располагается в юго-западной части крупной Кемачи-Зекринской куполовидной структуры, наиболее приподнятой в пределах указанного поднятия.

По надсолевым комплексам площадь соответствует периклинальной части Кемачи- Зекринской структуры, примыкающей к Кушабскому прогибу.

Структурный план подсолевого карбонатного комплекса существенно осложнен наличием рифового массива в верхней части комплекса, который морфологически контрастно выражен на фоне маломощных вмещающих отложений депрессионных фаций.

Отражение рифового рельефа проявилось также и в строении поверхности перекрывающих «нижних» ангидритов, что обусловлено не полной компенсацией последними рифовой постройки.

Достоверной информации о структурном плане подстилающих рифовый комплекс отложений на описываемой площади не получено, хотя верхняя часть подрифовых известняков (горизонт XV-ПР) вскрыта многими скважинами. Это связанно с тем, что в интервале вскрытого разреза отсутствуют надежные реперы, а что касается подошвы горизонта XV-Р, то ее стратиграфическое положение может меняться в пределах распространения рифогенного комплекса, как это установлено на многих рифовых постройках района. Несмотря на это, представилось возможным достаточно надежно оценить структурный план кровли юрского терригенного комплекса путем суммирования двух топографических поверхностей, построенных с учетом данных по скважинам, пробуренным на соседних площадях: структурной карты кровли горизонта XIII и карты изопахит интервала разреза от кровли данного горизонта до кровли юрского комплекса. Построенная методом схождения структурная карта показывает, что тектоническое строение юрских терригенных отложений аналогично строению надсолевых комплексов. Таким образом, в пределах площади Крук как в надсолевых, так и в подсолевом терригенном комплексах отсутствуют антиклинальные ловушки.

Строение рифового резервуара

Крукский рифовый массив расположен в пределах аккумулятивной впадины (глубоководной части бассейна), начавшейся формироваться на рубеже среднего и верхнего оксфорда на обширной территории, включающей юго-восточную часть Чарджоуской тектонической ступени, Бешкентский прогиб, южные районы Юго-Западных отрогов Гиссара. В пределах этой впадины одновременно с ее возникновением и углублением формировались одиночные рифовые массивы, а по краям-барьерная рифовая система.

Одиночные рифовые массивы характеризуются рядом общих для всех массивов особенностями по соотношению с вмещающими и перекрывающими отложениями:

— по всему периметру окружены маломощными отложениями депрессионных фаций;

— имеют плосковершинный характер (на седиментационных разрезах);

— перекрывающие их нижние ангидриты резко утолщаются в краевых частях массивов, образуя кольцевое обрамление различной ширины и конфигурации;

— имеют, как правило, крутые склоны (40–60°).

Внутреннее строение рассматриваемых рифовых массивов также характеризуется рядом принципиально важных общих особенностей.

Все массивы состоят из двух отличающихся между собой по физическим и литолого-коллекторским свойствам толщ; из которых нижняя (горизонт XV-P) характеризуется относительно высокой пористостью, массивным строением и слабой расчлененностью на каротажных диаграммах (БК, БМК, АК, НГК, ГГК), верхняя (горизонт XV-HP) — чередованием пористых и уплотненных разностей карбонатных пород, резкой расчлененностью каротажных диаграмм, удовлетворительной коррелируемостью разрезов, указывающей на присутствие в разрезе данной толщи седиментационной слоистости;

— палеоповерхность горизонта XV-P характеризуется наличием широкой (относительно поперечных размеров рифового массива) чашеобразной котловины в центральной части массива и окружающего ее узкого кольцевого гребня, существенно смещенного к краям массива, относительно пологими внутренними (от 3° до 24°) и крутыми (40–60°) внешними склонами;

— соотношение горизонтов XV-P и XV-HP по площади и разрезу характеризует последний, как толщу выполнения внутренней котловины по поверхности горизонта XV-P и, соответственно этому, на его гребне и внешних склонах отсутствуют отложения горизонта XV-HP.

Перечисленные особенности внутреннего строения описываемых рифовых массивов указывают на их сходство с современными атоллами, общей особенностью которых является кольцевой риф, окружающий внутреннюю лагуну.

Описываемые выше особенности внутреннего строения рифовых массивов и соотношения их с вмещающими и перекрывающими отложениями присущи не только атоллоподобным рифам, но и барьерной рифовой системе с той лишь разницей, что последняя характеризуется не кольцевой, а полосовой зональностью основных элементов строения.

По характеру волнового поля на временных разрезах ОГТ выделены зоны:

— стабильного волнового поля, характерного для рифового разреза;

— стабильной интерференции волн от кровли промежуточных (средних) и нижних ангидритов, характерной для рифового разреза;

— зона неопределенности, которая оказалась довольно широкой (0,4–0,9 км) относительно поперечных размеров рифового массива и к тому же общей для площадей Крук и Западный Крук, что не позволяет однозначно решить вопрос о соотношении рифовых массивов на этих площадях.

В связи с этим граница рифового массива на площади Крук определена по характеру изменения толщины горизонта XV-P, как по временным разрезам профилей ОГТ, так и по данным скважин поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Граница рифа проводится на удалении 250 м от нулевой изопахиты горизонта XV-HP и не выходит за пределы вышеупомянутой зоны неопределенности по сейсмическим материалам.

Строение Крукского рифового массива в целом изучено довольно плотной сеткой поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, равномерно размещенных по площади. Строение рифового массива в современном плане отражено на картах кровли карбонатного комплекса и поверхности горизонта XV-P и геологических разрезах продуктивной толщи.

Согласно представленным материалам продуктивный верхнеюрский резервуар на месторождении Крук представлен атоллоподобным рифовым массивом округлой конфигурации с поперечными размерами 3,35 х 3,4 км и высотой от 140 м до 200 м.

Сводовая часть кровли карбонатных отложений смещена в северовосточном направлении и осложнена двумя складками с абсолютными отметками — 2070 м. В пределах первой складки находятся скважины № 25, 26, 27, 77, 89; во второй складке находятся скважины № 11, 59, 78, 80, 101. По изогипсе — 2180 структура представляет собой складку изометричной формы с размерами 3,0 х 3,0 км.

Граница рифового массива по всему его периметру контролируется контактом рифовых и вмещающих их депрессионных фаций, увеличенной мощностью перекрывающих их нижних ангидритов и нижних солей. Ширина депрессионного раздела между Крукским и ближайшими рифовыми массивами (Западный Крук, Южный Кемачи) составляет 0,2 км на западе и 2 км на востоке. В современном плане Крукский массив характеризуется крутыми склонами (45°) и слабой деформированностью вершинной части относительно первоначального практически горизонтального положения, выразившегося в незначительном наклоне (2–4°) массива в юго-западном направлении.

В северо-западной части (в районе скважин № 10, 97) крутизна внешнего склона рифа несколько уменьшается.

Строение поверхности горизонта XV-P в современном плане явилось результатом перестройки первоначально сформировавшихся морфологически четко выраженных элементов внутренней котловины и окружающего её узкого кольцевого гребня.

Рельеф горизонта XV-P, с учетом всех скважин, вскрывших рифовый массив, значительно отличается от первоначальной геологической модели месторождения. Изогипсы кровли рифа представляют собой осложненную структурную форму с многочисленными заливами и выступами, хотя основные направления простирания более высокой гребневой части остались неизменными (юго-восток, северо-восток). Здесь обращает на себя внимание то обстоятельство, что поверхность горизонта XV-P представлена множеством куполовидных структур, развитых по периферии внутренней части рифового массива. Наиболее высокие абсолютные отметки кровли горизонта XV-P отмечены в скважинах № 45, 104, 106, 6, (-2180–2114 м); 15, 61, 76, 62, 70, 71, 1 (-2093–2145 м); 78, 87, 69, 14, 83, 102, 105 (-2100–2122 м); 36, 107, 82, 37, 55 (-2111–2142 м).

Размеры пригребневой части рифового массива по изогипсе -2120 м составляют 3,7х0,54 км, амплитуда 50–60 м.

В центральной части площади (внутренняя часть рифа) выделяется небольшая структурная складка юго-запад — северо-восточного простирания с абсолютной отметкой — 2160 м, размерами 0,92х0,37 км, амплитудой более 10 м. В сводовой части складки находятся скважины № 22, 32, 33, 41, 91, 92.

Юго-восточнее от нее находится синклинальная, погруженная часть рифа, которая ограничивается изогипсой -2280 м (скважин № 34, 18, 93).

Структурные карты по месторождению Крук приведены на рисунках 1, 2. Геологические разрезы продуктивной части месторождения Крук приведены на рисунках 3–6.

Нефтегазоносность

Верхнеюрский продуктивный резервуар на месторождении Крук сложен отложениями горизонтов XV-P и XV-HP. Основным продуктивным комплексом являются отложения рифогенного комплекса. Последние состоят из двух крупных элементов: горизонта XV-P, представляющего собой высокопористую массивную часть рифовой постройки, и горизонта XV-HP, являющегося толщей выполнения зарифовой лагуны и характеризующегося переслаиванием пористых и плотных разностей известняков.

Рис. 1. Подсчетный план месторождения Крук по кровле известняков горизонта XV — HP

Рис. 2. Подсчетный план месторождения Крук по кровле известняков горизонта XV–P

Рис. 3. Предполагаемый геологический разрез продуктивной части по линии I-I с учетом бурения новой скважин № 101, 112

Рис. 4. Предполагаемый геологический разрез продуктивной части по линии II-II с учетом бурения новой скважины № 112

Рис. 5. Предполагаемый геологический разрез продуктивной части по линии III-III с учетом бурения новой скважины № 110

Рис. 6. Предполагаемый геологический разрез продуктивной части по линии IV-IV с учетом бурения новой скважины № 107

Граница между горизонтами XV-P и XV-HP прослеживается благодаря различию в промыслово-геофизических характеристиках рифовых и надрифовых карбонатов. По литологическому составу породы горизонта XV-HP практически не отличаются от пород, слагающих горизонт XV-P и представлены многочисленными разностями водорослевых, комковатых, скустковых и органогенных известняков. Пористые разности распределены по разрезу неравномерно в виде маломощных прослоев и линз, доля их в объеме горизонта изменяется от 20 % до 48 %.

Рифогенные отложения горизонта XV-P представлены монолитной толщей пористых и пористо-кавернозных известняков. По соотношению в разрезе пористых и плотных разностей известняков в горизонте XV-P выделяются две пачки: нижняя, где доля коллекторов составляет от 39 % до 61 %, и верхняя, в которой доля коллекторов составляет 90–100 %.

Взаимоотношение горизонтов XV-P и XV-HP по разрезу и площади месторождения Крук показано на геологических разрезах продуктивной толщи (рисунки 3–6), из которых видно, что они гидродинамически сообщаются между собой. Из этого следует, что продуктивный резервуар на оцениваемой площади относится к типу массивных. Залежь по горизонтам XV-HP-XV-P контролируется антиклинальным строением, сложенным органогенной постройкой. От ближайшего месторождения Южный Кемачи оцениваемое месторождение с северо-востока отделяется структурной седловиной.

Впервые промышленная нефтеносность на площади Крук установлена в 1983 году в процессе опробования скважины № 1, в которой из отложений горизонта XV-HP получен фонтанный приток нефти. Залежь нефти в горизонтах XV-P+XV-HP с 1984 года вовлечена в опытно-промышленную эксплуатацию.

Нефтегазовая залежь месторождения Крук приурочена к верхней половине рифового массива и относится к типу массивных, подпираемых подошвенной водой. Положение поверхностей ГНК и ВНК достаточно надежно определено по данным промыслово- геофизических исследований и опробования скважин. Указанные поверхности представляют собой практически горизонтальные плоскости с отметками, соответственно; минус 2116 и минус 2160 м, этаж нефтеносной части составляет — 44 м, газоносной — 46 м, общий этаж нефтегазоносности — 90 м.

Характеристики нефтяной и газовой залежей в целом и по отдельным элементам резервуара (таблица 1):

— массивная часть резервуара (горизонт XV-P) вовлечена в нефтегазовую залежь лишь в северо-восточной половине продуктивной площади, в пределах которой она в современном плане занимает более высокое гипсометрическое положение относительно юго-западной части площади.

— основной объем продуктивной части резервуара занимает толща слоистого строения (горизонт XV-HP); по объему нефтегазонасыщенных пород массивная часть резервуара (120,838×10 ⁶ м ³ ), значительно превосходит слоистую (71,5×10 ⁶ м ³ ).

Если рассматривать нефтяную залежь отдельно, то это соотношение становится еще больше: объем нефтенасыщенных коллекторов горизонта XV-P составляет 106,131×10 ⁶ м ³ , горизонта XV-HP 46,658×10 ⁶ м ³ .

Наиболее высокой концентрацией продуктивных коллекторов (70,52×10 ⁶ м ³ ) и, соответственно, запасов нефти характеризуется узкая (0,48 км) пригребневая часть залежи (XV-P-I поле).

Таблица 1

Характеристика нефтегазовой залежи

Заключение

Проведенный анализ показал, что месторождение Крук приурочено к крупному атоллоподобному рифовому массиву верхнеюрского возраста, расположенному в пределах Испанлы-Чандырского поднятия Чарджоуской тектонической ступени. Продуктивный резервуар представлен двумя гидродинамически связанными горизонтами XV-P и XV-HP, отличающимися строением и фильтрационно-емкостными характеристиками.

Установлено, что горизонт XV-P сложен преимущественно высокопористыми и кавернозно-пористыми известняками и характеризуется наиболее благоприятными коллекторскими свойствами. Горизонт XV-HP представлен толщей выполнения внутренней лагуны с чередованием пористых и плотных карбонатных пород, что обусловливает его более сложное внутреннее строение и неоднородность коллекторов.

Исследование структурных особенностей рифового массива показало наличие выраженной кольцевой зоны повышенных отметок и внутренней депрессии, что подтверждает его атоллоподобную природу. Нефтегазовая залежь контролируется органогенной постройкой массивного типа и характеризуется наличием газовой шапки и нефтяной части, подпираемой подошвенными водами.

Полученные результаты подтверждают высокую перспективность рифогенных карбонатных резервуаров Амударьинской впадины и могут служить основой для дальнейшего совершенствования геологических моделей, уточнения запасов углеводородов и повышения эффективности разработки месторождения Крук.

Литература:

1. Проект пробной эксплуатации месторождения Крук: Отчет о НИР/ОАО «УзЛИТИнефтгаз»; Ирматов Э. К. — Ташкент, 1986.
2. Подсчет запасов нефти, газа и конденсата месторождения Крук в Узбекской ССР/фонды НК «Узгеонефтегаздобыча»; Пак С. А., Жуковский Б. Л., Ибрагимов А. Г. и др.- Ташкент, 1987.
3. Технологическая схема разработки месторождения Крук/ОАО «УзЛИТИнефтгаз»; Ирматов Э. К. — Ташкент, 1989.
4. Анализ разработки месторождения Крук/«УзбекНИПИнефтегаз»; Ответсвенный исполнитель Ирматов Э. К. — Ташкент, 1994.
5. Уточнение геологических моделей месторождений Крук и Западный Крук с уточнением запасов нефти: Отчет о НИР/«УзбекНИПИнефтегаз»; Ответственный исполнитель Ю. П. Дмитриев — Ташкент, 1995.
6. Уточнённые запасов нефти, газа и конденсата месторождения Крук (по состоянию 1998 г)/ТашГТУ, Халисматов И. Х. — Ташкент, 1998.
7. Проект разработки месторождения Крук: Отчет о НИР/ОАО «УзЛИТИнефтгаз»; Ответственный исполнитель Ирматов Э. К. — Ташкент, 2002.
8. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр на характеристиках вытеснения нефти водой.
9. «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата юрских отложений (XV-P, XV-HP горизонтов) месторождения Крук»/ОАО «ИГРНИГМ» Ответсвенный исполнитель Гафуров Т. А. — Ташкент, 2014
10. Уточненный проект разработки месторождения Крук/ОАО «УзЛИТИнефтгаз» Ким С. В. — Ташкент, 2010 г.
11. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений; Москва, 1985 г.
12. Дейк Л. П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М., ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 г.
13. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. И. Т. Мищенко, В. А. Сахаров. — М.: Недра, 1984.
14. Нефт ва газнефт конларини ишлаш қоидалари. Национальная Холдинговая Компания «Узбекнефтегаз», г. Ташкент, 2003 г.