Нефтегазоность филипповских пород нижней пер­ми установлена на 70 площадях, рас­по­ло­жен­ных в пределах северо-восточного бор­та Прикаспийской впадины [12]. На юге впа­ди­ны приз­наки неф­те­газо­нос­нос­ти филип­пов­ского интервала установлены более 30 лет назад. По данным Н.И. Воронина, первые интенсивные газопроявления установлены в пределах Каракульско-Смушковской зоны поднятий при вскрытии кунгурских сульфатно-карбонатных пород в скважине Алексеевская-5, нефтепроявления — в скважине Чкаловская-3 [4]. Нефтеводопроявления зафиксированы также на западе — в пределах Карасальской моноклинали. Позднее нефтегазопроявления в филипповских отложениях, включавшие притоки нефти и газа, перетоки из межколонного пространства, примазки нефти в керне, а также газопроявления в виде разгазирования бурового раствора и повышенных показаний по газовому каротажу отложений зафиксированы в процессе бурения 38 разведочных и эксплуатационных скважин в центральной части Астраханского свода при разведке и вводе в промышленную эксплуатацию башкирской залежи АГКМ [4][12].

В связи с изложенным нижнепермские породы юга Прикаспийской впадины рассматриваются в качестве одного из основных направлений наращивания ресурсной базы углеводородов [2][4][9][10][12]. В настоящее время, по мнению Н.И. Воронина, Н.Ф. Федоровой, И.В. Быстровой и др., практический интерес может представлять центральная часть Астраханского ГКМ, где филипповские породы залегают в интервале 3750–3900 м [4][12]. По мнению автора настоящего исследования, углеводородный потенциал могут также представлять филипповские отложения Правобережного участка АГКМ, признаки нефтеносности нижнепермских отложений установлены при испытаниях в эксплуатационной колонне параметрической скважины Пионерская-1. При этом в интервалах 3842–3892, 3905–3935, 3892–3900 м был получен незначительный приток нефти дебитом 0,15 м3/сут. при динамическом уровне 2180 м.

Однако освоение этой части разреза, осложненного соляной тектоникой, затруднено, так как применяемые стандартные методы интерпретации сейсмических данных не позволяют с достаточно высокой детальностью изучать внутреннее строение толщи и не позволяют разработать ее надежную геологическую модель [1][3][13]. Преодоление указанной проблемы возможно за счет применения полнообъемной интерпретации — одного из наиболее современных методов, применяемых при разработке геологических моделей сложнопостроенных участков недр.

Таким образом, целью настоящего исследования является разработка модели геологического строения подсолевых отложений нижней перми Правобережного участка АГКМ и оценка их перспектив нефтегазоносности с применением технологии полнообъемной интерпретации сейсморазведочных данных.

Объектом изучения является Правобережный участок АГКМ, расположенный на юго-западе Прикаспийской низменности (рис. 1). Участок принадлежит западной Правобережной час­ти Астра­ханского газоконденсатного месторождения, которое относится к Астраханскому газоносному району Калмыцко-Астраханской нефтегазоносной области Прикаспийской нефтегазоносной провинции [7][8]. Башкирская залежь Астраханского газоконденсатного месторождения приурочена к верхней части карбонатного массива. По размерам оцененных запасов УВ месторождение является уникальным [11].

С 1977 г. на Правобережном участке АГКМ проводится сейсморазведка 2Д, а с 2001 г. — трехмерные сейсморазведочные работы. Общий выполненный объем трехмерной сейсморазведки в настоящее времени достиг 920 км2. Бурение проводилось, как правило, вместе с сейсморазведочными работами и было направлено преимущественно на изучение башкирских отложений среднего карбона. Общий метраж глубокого параметрического и поисково-разведочного бурения на Правобережном участке Астраханского месторождения составляет 66 985 м. К настоящему времени в пределах участка пробурены 19 скважин. Из них только семь вскрыли башкирские отложения, включая скважины 1–4 на Долгожданной площади, 1 — на Воложковской, а также скважины 36 и 72 Астраханские. С 1984 г. бурение разведочных и эксплуатационных скважин на участке не проводилось.

В осадочном разрезе в пределах изучаемой тер­ритории выделяются надсолевой и подсолевой крупные стратиграфические комплексы, разделенные соленосной кунгурской толщей. Надсолевой комплекс включает терригенные отложения верхней перми-квартера, подсолевой — терригенно-карбонатные породы от девона до нижней перми. В подсолевых отложениях выделяются четыре основных нефтегазоносных комплекса (НГК): нижне-среднедевонский, среднедевонско-­нижнефранский, верхнедевонско-турнейский и визейско-башкирский. К слабо изученным относится подсолевой нижнепермский НГК (артинско-сакмарский и филипповский подкомплексы). Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений D1-С1 в пределах изучаемого участка не подтверждена бурением. Однако результаты бурения и опробования 6 глубоких скважин, пробуренных на левобережье Астраханского свода, а также данные опробования скважины Правобережная-1, расположенной вблизи Правобережного участка Астраханского месторождения, указывают на его возможные перспективы. Нефтепроявления в филипповских отложениях установлены в скв. Пионерская-1, где в интервале 3846–3936 м получено 2,3 м3 смеси фильтрата бурового раствора и нефти, в скв. Воложковская-1.

Для разработки геологической модели Право­бережного участка АГКМ использованы результаты сейсморазведочных работ МОГТ 3D в объеме 800 км2, результаты интерпретации материалов ГИС по 19 скважинам, расположенным в пределах изучаемой территории, а также опубликованные материалы, характеризующие геологическое строение и развитие осадочного чехла южной части Прикаспийской впадины. Для решения поставленных задач выполнена полнообъемная интерпретация глубинного сейсмического куба МОГТ 3D в объеме 800 км2.

Технология полнообъемной интерпретация (SAI) использует специальные алго­ритмы, которые позволяют проследить отражающие горизонты, интерпретируемые как геологические границы, и устанавливать их предполагаемые стратиграфические взаимоотношения. В результате исходные суммированные сейсморазведочные данные трансформируются в трехмерный грид — «Стратиграфический куб» (СК), в каждой ячейке которого определен относительный возраст осадконакопления [14]. В рамках контроля качества получаемой полнообъемной модели выполняется объемное выравнивание исходных суммированных сейсморазведочных данных с использованием трехмерного грида Стратиграфического куба. Критерием качества является горизонтальное расположение всех осей синфазности после выравнивания (рис. 2).

На основе стратиграфического куба формируется график выдержанности осей синфазности, отражающий их латеральный экстент. Наиболее выдержанные рефлекторы рассматриваются в качестве геологических границ, соответствующих значимым геологическим событиям, которые разделяют чехол на комплексы, различающиеся условиями осадконакопления. Затем для всего осадочного разреза, отраженного на сейсмической записи, из наиболее протяженных временных границ формируется анимированная модель, которая, как правило, включает несколько сотен поверхностей. Анализ анимированной модели позволяет получить информацию о геологических процессах, протекавших в бассейне, установить наиболее важные аспекты формирования осадочных комплексов. С учетом проведенного анализа для формирования геологической модели выбираются поверхности, наиболее информативно отражающие развитие бассейна и позволяющие эффективно решать поставленные геологические задачи.

В результате проведенной полнообъемной сейсмической интерпретации с использованием технологии SAI построен стратиграфический куб, включающий 70 224 горизонта и характеризующий строение разреза в пределах изучаемой территории от 0 до 11 км.

На рисунке 3 приведен график выдержаннос­ти го­ризонтов стратиграфического куба. Ана­лиз графика показывает, что изученный сейсмо­раз­ведкой разрез включает 6 ключевых интервалов. Первый интервал охватывает диапазон относительных возрастов от 0 до 8839, второй — от 8839 до 44 079, третий — от 44 079 до 50 577, четвер­тый — от 50 577 до 55 783, пятый — от 55 783 до 62 858, шестой — от 62 858 до 70 224.

С учетом совместной интерпретации результатов полнообъемной интерпретации и возрастные отбивок в скважинах установлено, что первый интервал соответствует мезозойско-кайнозойским отложениям, второй охватывает породы верхней перми — триаса, третий — нижнепермские образования. Четвертый и пятый интервалы, соответствующие каменноугольным и девонским отложениям, подстилаются породами, отнесенным к фундаменту.

На рисунке 4 показано положение наиболее выдержанных горизонтов с указанием их относительных возрастов на фоне сейсмической записи на пересечении инлайна 850 и кросслайна 1589 проинтерпретированного сейсмического куба.

Вблизи кровли артинских отложений изучены горизонт 50577 и вышележащий — 50190 (рис. 5). Диапазон залегания артинских отложений в пределах изучаемого участка АГКМ составляет 4300–3300 м. Структурный план горизонта 50577, приуроченного к несогласию на границе каменноугольных и пермских отложений, наследуется от поверхности в кровле башкирских отложений, но при этом характеризуется меньшей расчлененностью, так как после перерыва в осадконакоплении и размыва части каменноугольных пород пермские отложения заполняли неоднородности поверхности несогласия, что подтверждается еще менее контрастным рельефом вышележащего горизонта 50190.

Поверхности 49204, 48229 и 44079 отражают строение филипповского горизонта, расположенного в нижней части кунгурского яруса нижней перми (рис. 6).

Эта часть разреза характеризуется сложной внутренней структурой, обусловленной присутствием карбонатных органогенных построек (рис. 6, 7). Глубина залегания подошвы филипповских отложений варьирует от 4100 до 3400 м, кровли — от 4000 до 2800 м.

Карбонатные постройки филипповского горизонта широко развиты в пределах изучаемого участка (рис. 6). Они отличаются площадью и высотой. При этом выделяются два крупных кластера, расположенных в западной и восточной частях исследуемой территории, которые могут представлять поисковый интерес и требуют дальнейшего изучения разведочным бурением.

Анализ опубликованных материалов пока­зы­ва­ет, что в нижнепермских отложениях Ас­тра­хан­ского свода выделяют две толщи: ниж­нюю — ассельско-сакмаро-артинскую и верхнюю — филипповскую. Нижняя, сложенная крем­нис­то-глинисто-карбонатными отложениями, обладает хоро­шим гене­ра­ционным потенциалом и, по мнению ряда исследователей, может в том числе представлять интерес в качестве источника сланцевых УВ [5][6][10][15]. Формирование отложений происходило в относительно глубоководных, удаленных от источников сноса обстановках, что способствовало накоплению преимущественно сапропелевого ОВ. При этом доля пород, обладающих генерационным потенциалом, увеличивается вверх по разрезу от эпизодического присутствия в нижней пачке до 60–70 % в верхнем интервале. В отдельных образцах водородный индекс (HI) достигает 350–377 мг УВ/г Сорг., а содержание органического углерода — 7,38 % [9][10].

В филипповское время соленость морского бассейна сильно возросла. В результате сформировались карбонатно-сульфатные и сульфатные отложения. Отложения филипповского горизонта, представленные карбонатно-ангидритовой толщей с пачкой «плойчатых» доломитов в основании, залегают на нижнепермских артинских породах. Толщина филипповского горизонта в центральной части Астраханского НГКМ варьирует от 150–160 до 200–300 м, общая толщина «плойчатых» доломитов изменяется в широких пределах от первых метров до 80–90 м и преимущественно составляет около 50 м [12]. В пачке доломитов выделяются реперные пласты доломитизированных известняков R-1 и R-2 мощностью соответственно 15–20 и 5–9 м. На северном склоне Астраханского свода толщина пачки «плойчатых доломитов» сокращается и составляет 7–28 м. Реперные карбонатные пласты там маломощные (2–3 м) или отсутствуют [9][10]. В юго-западном направлении мощность нижнепермских отложений возрастает. Так, по результатам ГИС в скважинах Правобережного участка АГКМ мощность филипповских пород варьирует от сотен метров до полутора километров и более при глубине залегания от 1700 до 4200 м. Результаты проведенных исследований показали, что в пределах Правобережного участка АГКМ внутреннее строение филипповских отложений отличается от хорошо изученных центральных и северных областей месторождения присутствием в нижней части биогермных образований, которые формируют две крупные агломерации в его западной и восточной частях. Учитывая, что их максимальная высота достигает 1400 и 1900 м соответственно, рифовые постройки, несомненно, представляют поисковый интерес и могут содержать значительный углеводородный потенциал. Склоновые фации восточной агломерации вскрыты скважинами Пионерская-1, Астраханская-72 и Астраханская-36. По данным ГИС, они представлены глинистыми известняками, доломитами, песчаниками и аргиллитами. По аналогии с сопредельными участками АГКМ пористость филипповских карбонатов, может достигать 16–25 %, коэффициент проницаемости — 3,1–32,9 мД [12]. Иреньский горизонт, представленный преимущественно ангидритами и перекрывающий филипповские отложения, и является для них хорошей покрышкой.

Следует отметить, что промышленная нефтеносность нижнепермских отложений установлена на юго-восточном борту Прикаспийской впадины, где на месторождении Кайран открыта залежь нефти, связанная с нижнепермской карбонатной постройкой.

Применение технологии полнообъемной интерпретации трехмерных сейсмических данных позволило изучить внутреннее строение сложнопостроенного филипповского интервала нижнепермской части разреза Правобережного участка АГКМ. В результате проведенных исследований разработана модель геологического строения подсолевых отложений нижней перми и выделены крупные перспективные объекты антиклинального типа, представленные карбонатными рифовыми образованиями, рекомендованные для дальнейшего разведочного бурения.