Комори нафти та газу та їх пошук. Частина перша

Западно-Сибирская равнина занимает около 3 мил­лионов квадратных километров. Половина территории перспективна для поисков нефти, конденсата и газа. Если сложить площади всех имеющихся и будущих месторождений, это займет не больше 25—30 тысяч квадратных километров. Но ведь эти крошечные пятна месторождений, на огромной территории нужно суметь найти. А они составляют всего лишь 0,007 процента от общей перспективной территории.

Представим себе, что у геологов нет специальных методов поиска месторождений. Тогда пришлось бы бурить скважины по сетке — в каждом квадратном километре. Потребовалось бы полтора миллиона скважин! В действительности же для открытия всех место­рождений достаточным оказалось около 2000 поиско­вых скважин — в 750 раз меньше.

Чтобы правильно искать нефтяные и газовые место­рождения, строятся специальные карты прогнозов неф-тегазоносности. В Западной Сибири такие карты перио­дически уточняются через два-три года.

Каждая область, каждый район имеют свои особен­ности, свои перспективы. Чтобы понять это, нужно иметь хотя бы самые общие представления о строении месторождений. Тем более невозможно представить себе их поиск, не зная условий, в которых находятся эти месторождения.

Приуральская нефтегазоносная область протянулась узкой полосой параллельно Уралу, почти от Тюмени до Мужей на 800 километров. На севере ее выделен Березовский газоносный район, где в 1953 году было открыто первое в Западной Сибири промышленное месторождение газа. На Березовском месторождении газ идет из юрских пляжевых песков с глубины 1200 метров. Площадь месторождения равна всего 40 ква­дратным километрам. Высота залежи — 33 метра. Опорная скважина, в которой получен первый газ, по­пала на край залежи. Вместе с газом скважина изли­вала в сутки около 500 кубических метров воды. Пля­жевый песок юрских отложений кольцом опоясал древ­ний остров. Всего на расстоянии 2—3 километров от острова по направлению в глубь юрского моря пески исчезли. Вместо них появились глины. Для пород, на­копление которых шло когда-то в море, такая картина встречается редко. По-видимому, газосодержащие пес­ки и глины накапливались здесь одновременно. Одни ближе к берегу острова, другие — дальше, в сторону открытого моря. Отсюда и методика поисков и развед­ки таких залежей. Первые скважины нужно бурить на склонах. Расстояние первой скважины от наиболее приподнятой части острова зависело от высоты его. Чем больше высота, тем лучше пески, тем дальше появятся глины от береговой зоны.

Однако часть геологов имела иное мнение.

Причиной было заключение палеонтологов, в кото­ром они утверждали, что остатки ископаемых микро­организмов из песков и глин не похожи друг на друга и жили в разное время. И, таким образом, выходит: пески являются более древними породами, чем глины. Но поскольку песчаники верхней юры отсутствуют под глинами, то они были размыты водами юрского моря. Там, где сейчас скважинами вскрываются пляжевые пески, были не приподнятые острова, а углубления морского дна. Итак, все наоборот.

Лишь спустя много времени выяснилась ошибка палеонтологов и тех геологов, которые за ними следо­вали. В прибрежной зоне островов море было теплым, а в более глубоких участках — холодным. Это и ска­залось на составе сообществ донных микроорганизмов. Сейчас, конечно, ни у кого не вызывает сомнений ост­ровной характер строения Березовского района в позд­неюрское время.

После открытия Березовского месторождения встал вопрос о направлении дальнейших поисков. К востоку от Березово разведчиками-сейсмологами была выявле­на подземная гряда поднятий, уходящая в правобе­режье реки Оби. Ось этой гряды погружается на вос­ток почти на 300 метров. Тем не менее было высказано законное предположение, что в юрское время такого погружения не могло быть и что вся эта гряда состоит из системы древних островов. Началось бурение. В ре­зультате открыты Деминское, Северо-Алясовское, Южно-Алясовское и Похромское месторождения газа. Самым интересным оказалось Похромское, расположен­ное в крайней восточной зоне гряды. Это уже хороший вклад в газовую копилку района. Все, что открывалось ранее в этой гряде, было существенно, но менее пер­спективно.

Похромское месторождение представляет собой под­земный холм размером 7X12 километров. Юрские пля­жевые пески широким шлейфом окаймляли этот ост­ров. Сейчас они залегают на глубине 1320—1500 мет­ров. Газ содержится в порах песков, суммарный объем которых равен 30—35 процентам от общего объема пород. Количество газа, поступающее из скважин, до­стигает 1 миллиона кубических метров в сутки, а в отдельных случаях — до 5 миллионов.

В 1959 году началось бурение на новой подземной гряде островов около поселка Игрим. Первая скважина на Северо-Игримской площади, пробуренная в вершине подземного купола, не встретила песков. Чтобы узнать, есть ли газ, нужно в скважину опустить и зацементи­ровать колонну дорогостоящих труб. Из Тюмени при­шла радиограмма — скважину ликвидировать без ис­пытания, трубы не спускать.

Однако к этому времени у многих геологов уже появилось убеждение, что газ может проникать по тре­щинам из песков в центральные части подземных структур, сложенных древними гнейсами, гранитами, сланцами. Это возможно и на Игримской площади. Несмотря на запрет, геологическая служба Березовской экспедиции принимает решение — испытывать скважи­ну, спускать обсадные трубы. И что же — получен фон­тан газа мощностью в 1 миллион кубометров в сутки! Вслед за Северо-Игримским в этой цепочке древних островов открыли Южно-Игримское, Пауль-Турское, Нулин-Турское, Сысконсыньинское месторождения газа.

Кроме линейно-вытянутых гряд подземных подня­тий в Березовском районе в результате геофизических работ были открыты одиночные поднятия. Есть ли в них газ, и похожи ли они на грядовые острова? Это нужно было проверить. В 1958 году выбор падает на Чуэльское поднятие около села Полноват, на берегу реки Оби. Единого мнения о наличии газа на этой структуре не было. Глубина до предполагаемого газо­вого пласта здесь оценивалась на 360 метров глубже, чем в Березово. Газа здесь не будет,— решили ленин­градские ученые.

Действительно, первая скважина не встретила пес­ков,— газа нет. Но опыт подсказывал — пески должны быть на склонах острова. Пробурили вторую скважи­ну. Из нее ударил крупный фонтан газа. Запасы Чу­эльского месторождения оказались весьма перспектив­ными.

Из одиночных куполов в Березовском районе са­мым важным оказалось Пунгинское, из которого в 1961 году получен первый приток газа. Это одно из самых интересных, первых месторождений. Пунгинский остров имеет округлую форму и площадь более 100 квадратных километров. Высота его достигает 300 мет­ров. На отдельных участках склоны острова крутые, толщина песков вдоль них достигает 100 метров. Газо­вая залежь, насыщающая пески, имеет высоту 225 мет­ров. В сутки из многих скважин идет до 1—1,65 мил­лиона, а в отдельных случаях — до 4 миллионов куби­ческих метров газа. Газоносные пески залегают здесь на глубине 1550—2000 метров. Уже «а расстоянии 2—3 километров от залежи песчаный пласт исчезает. Вместо него появляются глины.

В Березовском районе поиск и разведка месторож­дений газа продолжались с 1953 до 1966 года. За это время открыто 21 месторождение, бурение же проводи­лось более чем на 80 площадях. Из десяти подземных поднятий, на которых велось бурение, только в четы­рех открыты месторождения. Это, конечно, малоэф­фективно. Да и месторождения маленькие. Разведка каждой тысячи кубических метров газа обошлась в 10 раз дороже, чем в северных районах Тюменской области.

Около ста выявленных сейсморазведкой подземных куполов в Березовском районе остались неразведанны­ми. Из них только в семи имеются данные о возмож­ной их газоносности. И то под вопросом. На осталь­ных — газа не будет. Это стало ясно уже в начале 60-х годов. Тогда ученые стали последовательно доби­ваться свертывания геологических работ. Иначе непро­изводительные затраты разведки могли резко увели­читься.

В Березовском районе сейчас находится в эксплуа­тации пять месторождений: Березовское, Похромское, Северо-Игримское, Южно-Игримское и Пунгинское. Газ с Березовского месторождения используется для местной промышленности. С остальных месторожде­ний он поступает в газопровод Пунга — Урал.

В центре Приуральской области, в долине реки Кон­ды, расположен Шаимский нефтегазоносный район. Здесь в июне 1960 года открыто первое нефтяное ме­сторождение Западной Сибири. Первыми в верховья Конды пришли сейсморазведчики. Приборы показали глубину 1400—1450 метров до кристаллического фун­дамента. В рельефе фундамента отрисовалась группа подземных холмов. На них и решили пробурить сква­жины. Тактика поисков исходила из аналогии с Бере­зовским районом. Перед началом работ были известны лишь глубина до кристаллического фундамента и гео­логический разрез до глубин 400—500 метров, изучен­ный мелкими колонковыми скважинами. Глубина до фундамента оказалась такой же, как в Березово. Но геологические различия на верхней части существенно отличались. В Березово сразу под четвертичными осадками, с глубины 150 метров, начинались меловые породы. В Шаиме под четвертичными отложениями, на глубине 20 метров, начинался разрез палеогеновых пород. Меловые же осадки залегали глубже — с 400— 450 метров. Отсюда можно сделать вывод, что Шаим­ский район в палеогеновое время погружался более быстро, чем Березовский. Но поскольку глубины до фундамента одинаковы, то следовало предположение, что в юрское время Шаимский район занимал более высокое гипсометрическое положение и здесь должны быть еще более высокие юрские острова, чем в Бере­зово. При таких логических построениях следовало ожидать газовые месторождения.

В 1958 году на Шаимскую площадь завозится обо­рудование. Начинается бурение. В 1959 году скважи­на № 2 вскрывает кристаллические сланцы фундамен­та, так и не встретив продуктивных песков. Решено все же испытать ее. Результат оказался неожиданным: из скважины пошла нефть!

Опыта изучения нефтяных притоков в то время не было. Первая растерянность привела к тому, что в спешке забыли отключить насос, помогавший закачи­вать нефть в мерную емкость. Пересчитали количество нефти, полученное в первый момент на суточный объ­ем. Результат дал несколько сотен тонн в сутки. В Тю­мень, а оттуда в Новосибирск к академику А. А. Тро­фимуку полетели телеграммы о фонтане нефти.

На следующий день увидели ошибку. Снизили су­точную производительность скважины в 10 раз, но и этого было много. Когда разобрались, оказалось, что суточная производительность скважины не превышала двух тонн в сутки. Неужели это обычное нефтепрояв­ление, каких уже много выявлено в Западной Сибири? На склоне Трехозерной подземной структуры начали бурить другую скважину. В июне 1960 года она дала 300 тонн нефти в сутки. Это уже крупный промыш­ленный фонтан. Первое месторождение нефти открыто! Вокруг него началась концентрация поисковых работ. Месторождения стали открываться одно за другим. Сейчас в районе уже 31 месторождение. Но геология Шаимского района оказалась значительно сложнее Березовского.

Грядовых островов, столь характерных для Бере­зово, здесь нет. В юрское время прямо в центре Шаим­ского района с юго-запада на северо-восток протяги­вался громадный остров длиной около 100 километров и шириной от 10 до 20 километров. Берега острова изрезаны многочисленными заливами и бухтами, в ко­торых шло накопление песков. Сейчас почти в каждом таком заливе нефтяная залежь. К северу от этого ост­рова располагалось несколько более мелких остро­вов, по геологическому строению сходных с березов­скими.

Первое из открытых в Шаимском районе — Трех­озерное месторождение приурочено к заливу, распо­ложенному между Трехозерным и Мулымьинским древними выступами фундамента. Нефть содержится как в юрских пляжевых песках, так и в более древ­них песчаных породах озерного происхождения. Сква­жины дают до 150—200, а иногда 300 тонн в сутки. В каждой тонне нефти растворено до 60—70 кубиче­ских метров газа, который выделяется из нефти при подъеме ее на поверхность. В нефти Трехозерного ме­сторождения количество бензина и керосина достигает 50—60 процентов. Эта нефть — высокого качества, тем более что она содержит очень мало (всего 0,3—0,5 про­цента) сернистых соединений, которые так не любят на нефтеперерабатывающих заводах. Дело в том, что при переработке нефти сера, соединяясь с водой, обра­зует серную кислоту, разъедающую оборудование. Вот почему малосернистые нефти считаются высококаче­ственными.

В большинстве месторождений мира нефть в зале­жах располагается закономерно. В наиболее припод­нятых частях подземных ловушек более легкая нефть, содержащая больше бензина и керосина. Внизу, на краю залежи, на контакте с водой нефть всегда более тяжелая за счет увеличения в ней соляровых и других масел. На Трехозерном месторождении эта закономер­ность нарушена. На краю залежи нефть здесь также тяжелая, но утяжеленные нефти встречены и в при­поднятой части залежи. Почему? Оказывается, когда-то здесь была так же, как и в большинстве месторож­дений, легкая нефть. Но вершина залежи на Трех­озерке примыкает к сланцам и гранитам фундамента, которые рассечены многочисленными мелкими трещи­нами. Через эти трещины и началась фильтрация бензина и керосина. За счет ухода этих легких состав­ляющих нефть в вершине ловушки стала более тяже­лой. Одно из скоплений фильтрованной нефти в поро­дах фундамента было вскрыто скважиной № 2 в Шаимском районе, которая так подвела геологов в 1959 году.

Трехозерное месторождение имеет еще одну инте­ресную особенность. Почти в центре месторождения имеется полоса, обогащенная углекислым газом, содер­жание которого достигает 96 процентов от общего объ­ема растворенных в нефти и воде газов. В остальной части залежи содержание этого газа обычное и не пре­вышает 1—2 процентов. Как появился в таком большом количестве углекислый газ в нефти?

Первое предположение исходило из того, что в теле кристаллического фундамента имеется старая залечен­ная трещина, через которую углекислый газ постоянно поступает в залежь нефти и затем по законам диффу­зии рассеивается. Провели расчеты. Оказалось, что при таком предположении на диффузионное рассеивание потребовалось бы 240 миллиардов лет.

Более вероятно другое объяснение. Сравнительно недавно, по-видимому в неогеновое время, произошло землетрясение, которое образовало крупную трещину в породах фундамента. В виде мощных струй через эту трещину пошел углекислый газ.

Наличие углекислого газа в Шаимском районе не редкость. На Семивидовскую площадь углекислого газа из пород фундамента поступало так много, что он образовал самостоятельную газовую залежь. Отдель­ные скважины здесь дают до 260 тысяч кубических метров газа, состоящего на 70—75 процентов из угле­кислоты. Остальное приходится на метан. Такой газ даже не горит.

В районе Шаимского острова перспективным яв­ляется Мортымья-Тетеревское месторождение, где нефть находится в юрских пляжевых песках, накопив­шихся в заливе, ограниченном с трех сторон изогнуты­ми островными дугами Мортымьинского и Тетеревского древних поднятий фундамента. В юрское время, когда здесь шло накопление песков, эти дуги поднима­лись от дна моря на высоту до 50—80 метров. Сейчас пески, содержащие нефть, залегают на глубине 1500— 1600 метров. Накопление пляжевых песков происходи­ло в мелководном заливе, где были благоприятные условия для развития мелких микроорганизмов. Изве­стковистые скелеты этих организмов в изобилии содер­жатся в песках. Они создают немалые трудности для нефтяников, добывающих нефть. Температура нефти и воды в пластовых условиях равна 80 градусам. Вода растворяет скелеты известковистых организмов. При подъеме смеси воды и нефти на поверхность темпера­тура снижается, растворенный известняк осаждается на стенках скважин и закупоривает их.

Нефть Мортымья-Тетеревского месторождения вы­сококачественная: содержание бензина и керосина в ней достигает 55—60 процентов, а серы — всего 0,3— 0,4 процента. Количество нефти, поступающей из одной скважины, в сутки равно 100—140 тоннам. Вместе с каждой тонной нефти поступает 70—80 кубических метров углеводородных газов. Нефть залегает в про­дуктивных породах под давлением 160—170 атмо­сфер.

Хоть и много залиЕов и заливчиков на Шаимском острове, да слишком мелки многие из них. Месторож­дения в них искать трудно. И еще одно обстоятельство. Чем дальше на восток, тем положе становился рельеф острова, тем уже полоса пляжевых песков. А в песках появилась примесь глин. Нефть в таких глинистых песках прочно удерживается, и ее из скважины на поверхность поступает всего 10—15 тонн, а чаще 1—2 тонны. Разведка таких месторождений обходится дорого.

К северу от Шаимского острова сейсморазведчики обнаружили несколько одиночных подземных струк­тур, поверхность фундамента на некоторых из них поднимается в виде холма на высоту до 100—150 мет­ров. Предположений о внутреннем строении этих структур было много, но все же большинство геологов сходилось в одном — в юрское время эти одиночные возвышенности представляли собой острова, вокруг которых должны быть хорошие пляжевые пески. В наличии здесь запасов нефти никто не сомневался. Самым крупным из этих островов был Даниловский. На нем и начали бурение. Месторождение нефти от­крыли, но продуктивные пески здесь содержали слиш­ком много глинистых частиц. Надежды на хорошие пористые породы не оправдались. Правда, в отдельных скважинах суточное количество нефти достигало 200 тонн, но редко.

Все острова оказались в сравнительно глубокой части юрского моря. А чем глубже море, тем хуже усло­вия для образования высокопористых песков, способ­ных давать крупные фонтаны нефти. Для всего Шаим­ского района и сейчас главным является прогноз хоро­ших песков. Что касается прогноза нефти, то здесь оказалась пригодной методика, предложенная профес­сором Н. Н. Ростовцевым. В выявленных месторожде­ниях замерялись глубины залегания подошвы залежей, и по ним строилась карта равных глубин залегания за­лежей — карта изоконтактов. Если выявленное сейсми­ческой разведкой подземное поднятие рельефа юрских пород выше поверхности изоконтактов — в нем будет нефть или газ, если ниже — то только вода.

Точность этой методики очень высока, и она успеш­но применена по всему Приуралью. Использование ее на практике позволило резко повысить эффективность поиска.

В Шаимском районе разрабатывается восемь нефтя­ных месторождений: Трехозерное, Южно-Мортымьин­ское, Западно-Мортымьинское, Мортымья-Тетеревское, Северо-Тетеревское, Восточно-Тетеревское, Южно-Те­теревское и Северо-Убинское. Первые тонны шаимской нефти начали поступать на нефтеперерабатывающие заводы страны в 1964 году. Сначала нефть перевозили на баржах, затем в строй вступил нефтепровод Шаим — Тюмень. От Тюмени дальнейший путь идет по желез­ной дороге на нефтеперерабатывающие заводы евро­пейской части СССР.

На юге Приуральской области, сразу же за Шаим­ским, выделен Карабашский газоносный район. Здесь открыто всего лишь одно месторождение газа. Карабаш­ский юрский остров, где найден газ, поднимался на высоту более 100 метров. Берега его круто возвыша­лись из воды. Сложен он зеленовато-черными серпен­тинитовыми породами. Узкой полосой вокруг этого мас­сива серпентинитов формировались песчаные породы. Серпентиниты разбиты миллионами мелких трещин. Газ из песков проник в эти трещины, и первая скважи­на, открывшая месторождение, дала приток газа из серпентинитов до 500 тысяч кубических метров в сутки.

Карабашское месторождение расположено близко к Тюмени. Когда здесь открыли газ, сразу начались поис­ки других месторождений: очень уж заманчивой была идея снабжения газом Тюмени. Но месторождение, к сожалению, оказалось единственным.

Есть ли здесь другие месторождения? Конечно, име­ются. Но искать их нужно на территории между Кара-башем и Тобольском. Этот участок пока не изучен сей­сморазведчиками.

Открытие месторождений нефти и газа в Приуралье поставило перед учеными несколько загадок.

Во-первых, почему при сходных геологических ус­ловиях, почти одинаковых глубинах залегания до фун­дамента на юге и на севере области месторождения — газовые, а в центре — нефтяные? Ответ найден после детального и глубокого анализа древней географии и условий накопления пород юры, в которых открыты залежи. Шаимский район в позднюю юрскую эпоху располагался в более глубокой части моря, нежели Березовский и Карабашский. Здесь в породах больше накопилось сапропелевого органического вещества. Кроме того, к моменту образования залежей нефти и газа температура пород здесь была выше. Все вместе взятое привело к тому, что из органического вещества выделилось больше водорода, реакции которого с орга­ническим веществом и образовали нефть. Даже сейчас практически нет ни одной залежи, в которой бы не содержался молекулярный водород, количество кото­рого в газовой фазе залежей изменяется от сотых до­лей процента до 2,5 процента.

Во-вторых, когда начали строиться карты поверх­ности глубин залегания залежей, то оказалось, что в поведении нефтяных и газовых залежей нет различий. Изолинии равных глубин одинаково ведут себя как в нефтяных, так и в газовых районах, и на границах их не отмечается каких-либо сдвигов. Тонкость вопроса здесь заключается в том, что прогноз месторождений по таким картам осуществляется в зависимости от сво­бодного выделения растворенных газов в периоды сильных подъемов поверхности Земли, приводящих к снижению гидростатического давления в подземных пластах.

Но если по картам изоконтактов залежей одинаково хорошо прогнозируется открытие как газовых, так и нефтяных месторождений, то напрашивается вывод: нефтяные залежи формировались так же, как и газо­вые, за счет выделения растворенных газов, а не в виде подтока жидких или растворенных в воде угле­водородов. Но в отличие от газоносных территорий в нефтяных районах в растворенных газах содержалось больше молекулярного водорода. Выделяясь в свобод­ное состояние, водород вступал в реакции гидрогени­зации с рассеянным органическим веществом пород, что приводило к образованию нефти. Если это так, то залежи нефти образовались на месте, а не пришли откуда-то, как это допускают многие геологи.

Открытие газа, а затем нефти в пределах Приураль­ской области имело большое значение только с точки зрения доказательств наличия промышленных место­рождений в Западной Сибири и подтверждения прогно­зов науки. С позиций же экономических эти открытия ничего не говорили о том потенциале запасов нефти и газа, который смог бы вывести Западную Сибирь в число передовых нефтегазодобывающих районов стра­ны. Геологические условия подтвердили это.

Пляжевые юрские пески — основной объект поис­ка — развиты здесь спорадически. На громадной терри­тории Приуралья площадью более 100 тысяч квадрат­ных километров юрские песчаные отмели занимают пространство не больше 10—15 тысяч квадратных ки­лометров. В пределах их газ или нефть встречаются только в одной десятой части природных ловушек. Трудный поиск, еще более трудоемкая разведка откры­тых месторождений.

В результате же — отдельные, разбросанные место­рождения. Нет, Приуралье не могло быть центром вни­мания поиска в Западной Сибири. Это краевая зона нефтегазоносной провинции. А на краях месторождения нефти всегда меньше и она хуже, чем в центре. Такая оценка возможностей, такой вывод по Приуральской нефтегазоносной области Западной Сибири уже суще­ствовали в 50-х и в начале 60-х годов, хотя концент­рация и наращивание производственных мощностей продолжались.

Фроловская нефтегазоносная область. Она располо­жилась рядом с Приуральем и параллельна ему. Названа так по мощной глинистой толще, развитой в ее пределах. Площадь Фроловской области составляет более 230 тысяч квадратных километров. Протянулась она от Тобольска до Обской губы на 1000 километров. Геологически в период всей мезозойской эры эта область располагалась в наиболее глубоких частях мор­ских водоемов, что и определило преобладание в ней глинистых пород.

С позиций потенциальных ресурсов нефти и газа область оценивается менее уверенно, чем Приуральская. Здесь много рассеянной микронефти. Условия для ее образования были хорошие. Но скоплений нефти и газа мало из-за отсутствия хорошо проницаемых пес­чаных пород.

Сегодня только в двух из семи районов области най­дены месторождения газа и нефти. Но нефтепроявлений отмечено много по всей территории. Практически и в Тобольске — на юге, и в Ярудее, на берегу Обской губы,— на севере, и почти на всех площадях в центре, где бурились скважины, имеются нефтепроявления. Газовые месторождения найдены в Казымском районе, нефтяные — в Красноленинском.

Казымский район расположен рядом с Березовским, и в геологическом отношении его можно рассматривать как прогнутую глубокую зону Приуралья. Перспектив­ными для поисков здесь являются озерные и речные породы средней и нижней юры. В верхнеюрское время глубина моря по всему району была такой, что под­земные поднятия дна моря были ниже действия волн, поэтому накопление пляжевых песков, характерное для Березово, здесь не происходило. Вместо этого шло образование глин.

В районе всего три газовых месторождения: Южно-Сотэюганское, Северо-Сотэюгакское и Северо-Казым­ское. Наиболее интересное Северо-Сотэюганское. В нем имеется два газосодержащих пласта. Но главное в том, что газ в них содержится в озерных и речных песках, образовавшихся в среднеюрскую эпоху. В таких осад­ках пласты имеют линзовидное строение, а песчаники соединены между собой в единую систему, как сооб­щающиеся сосуды. Газ, появившийся в нижней части такого разреза, постепенно перетекает наверх. В дан­ном случае — под верхнеюрские морские глины.

В Северо-Сотэюганском месторождении глинистый пласт, играющий роль покрышки газовой залежи, по­явился в середине разреза озерно-речных отложений. Под ним скопилась вторая газовая залежь на глубине 2300 метров (первая залежь находится на глубине 2050 метров). Озерные пески редко бывают лучше мор­ских. В них много глинистых частиц, которые снижа­ют свойства песчаника как коллектора, по которому газ или нефть движутся к скважине. Объем пор в газосо­держащих песчаниках Северо-Сотэюганского место­рождения не превышает 15—17 процентов от объема породы. Это мало, и как следствие — суточное количе­ство газа, которое может дать скважина, не превышает 50—70 тысяч кубических метров. В газе содержится конденсат до 20 граммов в каждом кубическом метре. Таким образом, из отдельной скважины кроме газа мож­но получить более одной тонны конденсата в сутки. Для Западной Сибири это небольшой показатель: в других районах имеются скважины, дающие несколько сотен тонн конденсата в сутки.

Северо-Казымское месторождение газа с точки зре­ния запасов также не представляет большого интере­са. Но газ в месторождении открыт третьей по счету скважиной. Сейсморазведчики представили Северо-Казымское подземное поднятие сначала в виде двух куполов. В каждом из них были пробурены скважины. Газа в них не оказалось. Сделанные ранее построения пересмотрели. В новом варианте все оказалось наобо­рот: там, где рисовалась впадина в рельефе юрских пластов, появилось поднятие. На этом поднятии про­бурили скважину. Она дала приток газа в количестве одного миллиона кубических метров в сутки с глуби­ны 2180 метров. В результате ошибки сейсморазвед­чиков зря потрачено 200 тысяч рублей.

В Красноленинском районе Фроловской области имеются промышленные месторождения. На сегодня — пять, и все нефтяные. Красноленинский район пред­ставляет собой продолжение Шаимского, и геологиче­ские условия здесь близкие. Площадь Красноленинско­го района равна 16 тысячам квадратных километров, из них 10 тысяч приходится на древнее сводовое под­нятие в рельефе юрских и меловых слоев. На этом поднятии и расположены все открытые месторождения.

Этих месторождений пока насчитывается пять: Ка­менное, Елизаровское, Лорбинское, Ем-Еговское и Пальяновское, но они еще полностью не изучены. Есть предположение, что вместо пяти будет всего два неф­тяных месторождения, которые объединят открытые залежи. Одно из этих будущих месторождений объеди­нит Каменное, Елизаровское и Лорбинское. Нефть в нем содержится в двух пластах. Один залегает на глубине 2300—2500 метров, и нефть в нем содержится в озерных и речных песках юрского возраста. Другой пласт с нефтью на глубине 1450—1500 метров — в пес­ках альбского возраста.

В нижнем нефтяном пласте нефть легкая, малосер­нистая, высококачественная. Этот пласт имеет очень сложное строение. На коротких расстояниях вместо песчаников вдруг появляются глины, и скважины, про­буренные в этих местах, или не дают нефти, или ее количество исчисляется тоннами и даже иногда десят­ками литров. Только в одной скважине, которая вскры­ла крупнозернистые пористые пески, суточное количе­ство полученной нефти составило 1200 тонн. В верх­нем — альбском — пласте нефть тяжелая, смолистая. Суточное количество ее в скважинах не больше 5—10 тонн.

Второе месторождение объединит Ем-Еговское и Пальяновское. Оно имеет такое же геологическое строе­ние, как и первое. В нем также два пласта с такими же по возрасту породами.

Мы говорим — месторождения будут, хотя они уже дали нефть. Дело в том, что разведка сейчас идет на небольших участках локальных подземных холмов, площадь которых в пять раз меньше, чем площадь предполагаемых новых месторождений. Нефть со­держится не только на локальных участках, где ее сей­час разведывают, но и в прогибах между ними. Чтобы доказать наличие здесь нефти, необходимо плановое наступление на геологию этого участка, нужен проект промышленной разведки месторождения.

В целом Фроловская нефтегазоносная область, ко­нечно, не попадает в направление главного удара поис­ка. Интерес на этой огромной площади пока представ­ляет только один Красноленинский район.

Среднеобская нефтегазоносная область. Она выгля­дит богаче с точки зрения первоочередности поисковых работ. Она расположена на территории географическо­го центра Западной Сибири и занимает пространство вдоль широтного течения реки Оби от Салыма на за­паде до Александрово на востоке. Площадь области составляет почти 180 тысяч квадратных километров. На ее территории расположены Нефтеюганск, Сургут, Мегион, Нижневартовск, Стрежевое, Александрово и ряд других более мелких населенных пунктов. Сегодня здесь, на Средней Оби, сосредоточены наиболее разве­данные запасы нефти. Геологическое строение ее резко отличается от Приуралья.

Мысль об освоении промышленных месторождений Среднего Приобья была выдвинута на расширенном заседании коллегии Министерства геологии и охраны недр СССР в 1961 году.

В передовой статье ноябрьского номера журнала «Геология нефти и газа» за 1961 год отмечалось, что бурение сосредоточено пока не в районах с наивысшей перспективностью и что «планируемое дальнейшее увеличение объемов работ должно быть направле­но на освоение самых перспективных районов Север­ной области и Сургутского района Центральной об­ласти».

Почему же десятки фонтанов нефти и газа на запа­де не вызвали такой реакции, а одна скважина в Сред­нем Приобье заставила это сделать? Как уже говори­лось, в Приуралье перспективные для поисков зале­жей нефти и газа юрские пляжевые пески развиты прерывисто, спорадически и площадь их распростране­на на пространстве от Березово до Тюмени на расстоя­нии 800 километров и составляет всего 10—15 тысяч квадратных километров. Неокомские отложения, из которых был получен первый фонтан нефти в Мегио­не, занимают более одного миллиона квадратных кило­метров, и развиты они в виде сплошного подземного покрывала толщиной до 800—1000 метров.

Эта область разделяется на три нефтегазоносных района: Салымский, Сургутский и Нижневартовский.

Салымский район — это запад Среднеобской обла­сти. Его площадь —16 тысяч квадратных километров, на которой открыто семь месторождений нефти: Тукан­ское, Чупальское, Верхнешапшинское, Верхнесалым­ское, Западно-Лемпинское, Правдинское и Среднеса­лымское. Самым изученным является Правдинское, са­мым интересным и малоизученным -~– Салымское. На Правдинском месторождении создан промысел. На Са­лымском месторождении только в 1974 году началась пробная эксплуатация первых скважин.

Правдинское месторождение расположено в долине реки Пойки, в левобережье Оби. Оно открыто в 1964 году. Подземная структура, к изгибам горных пород которой приурочена нефть на десятки километров, про­тянулась параллельно реки Пойке. Высота структуры на глубине 2,5—3 километра по породам юры равна 150 метрам, а вверху — на глубинах 200—300 метров по породам палеогенового возраста — всего 10 метрам. На месторождении открыто девять нефтяных пластов. Верхний пласт АС₁₁ залегает на глубине 2050 метров в песчаных породах готеривского возраста, нижний — на глубине 2750—2800 метров в глинах верхней юры.

В верхних пластах нефть тяжелая, смолистая, со­держащая более 1 процента серы с температурой 75— 76 градусов и пластовым давлением 220 атмосфер. Количество бензина и керосина в этой нефти не более 25—30 процентов. В нижних пластах нефть более лег­кая, подвижная, с температурой до 100 градусов, содер­жащая до 45—60 процентов бензинов и керосинов и 0,4—0,8 процента серы.

Перспективным по запасам нефти является пласт песчаника (БСб) готеривского возраста на глубине 2350—2400 метров. Скважины из этого пласта в сутки дают до 150 тонн нефти. В каждой тонне растворено до 80 кубометров газа. Правдинское месторождение хранит в себе следы неогеновых землетрясений.

На западной окраине месторождения бурилась сква­жина № 54. Из пласта песчаника БС₇ в ней был полу­чен фонтан нефти, каких немало на месторождении. Но состав этой нефти необычен. Он сходен с нефтями из глубокозалегающих юрских пород. Тогда обратили внимание на температуру нефти — она на 10—15 гра­дусов выше, чем в других нефтях, на этих глубинах. Первое предположение — трубы в скважине плохо за­цементированы и нефть идет на поверхность вдоль стенок скважины через пустые незацементированные участки из юрских пород. Но оказалось, что скважина не вскрыла юрские породы. Значит, в толще пород существует естественный природный канал, через ко­торый нефть из нижних пластов пород проникает в верхние.

Такой канал мог образоваться при землетрясении. Реальность существования его подтверждается и дру­гими материалами.

В основной залежи нефти пласта БС₆ на западном склоне месторождения вдруг оказалось, что плоскость границы воды и нефти на 10 метров выше, чем в дру­гих местах месторождения. Это могло произойти лишь при смещении пород относительно друг друга уже по­сле образования залежи нефти. О том, что такое пере­мещение было сравнительно недавно, свидетельствует высокая температура нефти, которая не успела еще выравняться под влиянием охлаждения вмещающих пород, и то, что плоскость водонефтяного контакта прогнута, а нефть и вода не успели еще занять положение в соответствии со своими удельными весами.

Салымское месторождение расположено рядом с Правдинским. Нефть в нем открыта в 1964 году. Она не представляла особого интереса до постановки про­блемы «Большого Салыма», связанной с открытием и обоснованием наличия нефти в глинах верхнеюрского возраста, или, как еще говорят, в баженовских битуми­нозных глинах.

Большой Салым — это группа месторождений, где по баженовскому пласту предполагается единая за­лежь нефти на площади почти 10 тысяч квадратных километров. В эту территорию входят Правдинская, Салымская, Верхнешапшинская, Западно-Салымская, Верхнесалымская и другие площади.

В апреле 1967 года на Правдинском месторождении впервые из баженовских глин в скважине № 90 было получено 6 тонн нефти. Затем такое же небольшое количество нефти дали скважины № 80 и 76, а также скважина № 15 на Салымском участке. Однако эти факты не привлекли внимания геологов. Слишком уж неправдоподобным казалось получение нефти из глин. В мировой практике таких случаев еще не отмечалось. Поэтому предполагали, что нефть при испытании ба­женовских глин связана с перетоком ее из других пла­стов по затрубному пространству вследствие плохого цементажа колонны труб в скважинах или из мелких прослоев и линз песчаников в этих глинах, которых никто не видел, но наличие которых предполагали.

Даже когда случилась авария и в скважине № 12 на Салымской площади загорелся мощный фонтан нефти, о наличии ее в глинах верхней юры подозрений не было. А скважина в сутки давала почти 750 тонн.

В 1968—1969 годах в двух скважинах — № 17 и № 18 — колонны обсадных труб были опущены не на всю глубину. Неперекрытыми трубами остались песча­ники ачимовской толщи берриасского возраста, глини­стые породы верхней юры и озерно-речные песчаники и глины средней юры. При испытании этих интервалов в открытом стволе без изолирующих труб получили фонтаны нефти. Суточное ее количество определялось в 300—850 тонн. Нефть есть. Но из какого пласта она идет, оставалось неизвестным. По-прежнему о нефте­носности баженовских глин не подозревали. Оконча­тельно этот вопрос был решен в августе 1969 года на скважине № 24. Колонну обсадных труб здесь опустили и зацементировали в глинах берриасского возраста — на глубине 2760 метров. Из-под колонны началось бурение глубже. На глубине 2815 метров скважина вошла в баженовские глины. В промывочной жидкости на устье скважины появились пленка нефти и пузырьки газа. При глубине скважины 2840 метров, когда она еще не вышла из глинистых пород верхней юры, началось выбрасывание глинистого раствора, а затем началось фонтанирование чистой нефтью. В ин­тервале глубин — от 2760 метров до 2840 метров — скважина не встретила ни одного сантиметра песков. Только глины. Приток нефти из песков ачимовской пачки исключался, так как он был закрыт колонной труб. Из озерных песков средней юры поток нефти также невозможен: эти пески не были вскрыты сква­жиной. Оставалось одно — нефть идет из битуминоз­ных глинистых пород баженовской свиты верхнеюрско­го возраста. Последующими многочисленными скважи­нами это подтвердилось. Изучение этих глин показало, что они состоят из мелких пластинок. Иногда порода напоминала спрессованные листья. Нефть содержится в промежутках между такими листовидными глини­стыми пластинками под давлением до 450 атмосфер. Это на 150 атмосфер превышает обычное гидростатиче­ское давление.

Но на этом спор по Салыму не прекратился. Мест­ные геологи в экспедиции и даже некоторые ученые стали утверждать, что возникновение трещиноватости баженовских глин связано с тектоническими при­чинами. Трещины, в которых содержится нефть, возникли во время роста подземной складки, утверждали они. Что это значит? Если это так, то нефть нужно искать только в районах подземных структур, так же как и в обычных месторождениях. Но в этом случае трещины должны быть вертикальными.

Другая группа геологов полагала, что пластинча­тость в глинах верхней юры возникла еще во время накопления их в морском бассейне и связана с особен­ностями накопления илов. Такие пластинчатые глины развиты на большой территории, и не только в преде­лах подземных изгибов рельефа баженовских глин.

В чем практическая разница этих двух точек зре­ния? В первом случае нефть нужно искать только на древних поднятиях в рельефе юрских пород. Вся пло­щадь таких поднятий не превышает 500—800 квадрат­ных километров. Во втором случае пластинчатые нефтенасыщенные глины развиты в определенной зоне древнего верхнеюрского морского дна независимо от его рельефа. В этом случае нефть может быть встре­чена на огромной территории площадью более 10 тысяч квадратных километров. Разница в площади развития нефтеносных глин — это разница и запасов нефти, это и разные методы поисков и разведки залежи. На сего­дня больше фактов в пользу второй точки зрения.

Салымский район Среднеобской области небольшой. Дальнейшие перспективы увеличения запасов нефти в нем зависят прежде всего от изучения баженовских глин. В породах другого возраста ожидается открытие лишь единичных залежей нефти.

Сургутский нефтеносный район Среднеобской обла­сти включает в себя крупное подземное поднятие по­род — своды и впадины, окружающие его. Из общей площади района, равной 90 тысячам квадратных кило­метров, около 30 тысяч приходится на Сургутский свод. На этой территории 33 нефтяных месторождения. Из них четыре находятся в разработке.

Первым было открыто Усть-Балыкское месторож­дение на реке Оби. Здесь, на острове Пимском, новоси­бирские геологи заложили скважину № 1. В процессе строительства она была передана вместе с Сургутской экспедицией Тюменскому геологическому управлению и переименована в № 61. Из этой скважины осенью 1961 года была получена нефть. Сейчас здесь пробу­рены сотни скважин. Нефть содержится в четырна­дцати залежах, отделенных друг от друга глинистыми пластами. Подземное Усть-Балыкское поднятие про­тянулось с севера на юг более чем на 50 километров. Всего 13 лет назад, когда сюда пришли геологи, на левом берегу Юганской Оби было всего несколько домиков. Сейчас здесь раскинулся современный город Нефтеюганск с населением более 30 тысяч человек.

Основное количество нефти на Усть-Балыкском месторождении содержится в двух группах песчаных пластов. Первая группа находится в готеривских, дру­гая — в валанжинских породах. Готеривских пластов — четыре. Каждый из этих песчаных пластов отделен друг от друга глинистыми непроницаемыми породами толщиной 6—8 метров. Во всех пластах граница воды и нефти в залежах находится на одной глубине. Это породило мнение, что все пласты связаны между собой, как сообщающиеся сосуды.

Значит, при добыче нефть из одного пласта будет поступать и в другие скважины. Но опыт разработки показал, что пласты изолированы друг от друга. Перед наукой снова возникли вопросы: почему поверхность границы воды и нефти во всех этих пластах находится на одном уровне? Если нефть двигалась снизу, то как же она прошла через глины? Но допустим, она посту­пила по пластам сбоку, тогда заполнился бы только верхний пласт, или поверхности контактов вода — нефть в разных пластах оказались бы на разных уров­нях.

Измерение размеров пор в глинах показало, что над самым верхним пластом (BC₁) диаметр пор равен всего 10—50 ангстрем, а в глинах, разделяющих остальные пласты,— 1000—1500 ангстрем. При формировании нефтяных залежей за счет газовой смеси, содержащей водород, распределение залежей в пластах BC₁ — БС₅ легко объяснимо. Газ свободно пройдет через глины с крупными порами и не пройдет через глинистую по­крышку над верхним пластом БС₁. Для газов пласты связаны между собой, для нефти — нет. Но как только с помощью молекулярного водорода, путем реакций гидрогенизаций образовалась нефть, система снова стала несвязанной.

На Усть-Балыкском месторождении из пластов BC₁ —БС₅ на отдельной скважине в сутки можно полу­чать до 200 тонн нефти, а в некоторых и до 1200 тонн. Нефть сравнительно тяжелая. Количество керосина и бензина в ней составляет всего 25—35 процентов. Но зато усть-балыкские нефти ценятся за наличие ценных масел. В этой нефти много серы — до 1,3—1,4 процента.

Валанжинские нефтяные пласты на месторождении залегают на 200 метров ниже, чем готеривские. Нефть в них еще более тяжелая, а содержание серы дости­гает 1,5 процента. Качество песчаников не очень хоро­шее. Скважины за счет этого в сутки дают всего 50— 60 тонн. Одной из особенностей строения валанжинских продуктивных пластов является то, что по направле­нию к центру месторождения песчаники переходят в глины. Зато на восточном склоне месторождения нефтенасыщенные песчаники уходят за пределы контура подземного поднятия, что увеличивает запасы нефти в этих пластах.

• ← Як з’явилася нафта?
• Комори нафти та газу та їх пошук. Частина друга →