К оглавлению

Интересный пример дизъюнктивного нарушения на платформенной структуре

К.Б. АШИРОВ

В настоящее время многие геологи отрицают наличие дизъюнктивных нарушений на структурах платформы, считая, что степень дислоцированности их недостаточна, чтобы вызвать глубокие разломы.

Однако в последнее время при детальном изучении ряда платформенных структур был выявлен сложный характер их строения, а в ряде случаев установлено наличие дизъюнктивных нарушений.

Следует отметить, что на Американской платформе, аналогичной Русской, выявлен ряд сбросовых зон, а также многочисленные дизъюнктивные нарушения, осложняющие строение локальных структур, с которыми американские геологи связывают как формирование залежей, так и высокую продуктивность месторождений.

Выводы американских геологов о возрастания амплитуд смещений сбросов с глубиной полностью согласуются и с нашими наблюдениями.

Указанный вывод исключительно важен как для анализа тектоники, так и для объяснения условий формирования нефтяных месторождений.

Аналогия геологического строения Русской и Американской платформ определяет возможность широкого развития дизъюнктивной тектоники и на Русской платформе, что и подтвердилось в последнее время открытием ряда дизъюнктивных нарушений.

В настоящей статье приводится описание выявленного в последнее время сложного дизъюнктивного нарушения на Якушкинском месторождения.

Якушкинское месторождение расположено на севере Куйбышевской области и приурочено к восточной части широтной Сергиевской дислокации, сложенной палеозоем.

На месторождении пробурено 14 разведочных скважин, из которых шесть доведены до намюрского яруса (№ 4, 8, 9, 11, 12 и 14), пять вскрыли нижний карбон (№ 2, 5, 6, 10 и 13) и три - верхний девон (№ 1, 3 и 7).

В результате бурения выявлен общий структурный план месторождения, который по: башкирскому ярусу среднего карбона представляет сопряжение двух куполов, смыкающихся с некоторым смещением осей (рис. 1).

Опробованием, проведенным трестом Куйбышевнефтеразведка, на месторождении установлена промышленная нефтеносность башкирского яруса, верейского и угленосного (аналог пласта Б2) горизонтов. В терригенных отложениях девона были встречены лишь спорадические признаки нефтеносности.

Наибольшими по площади являются залежи нефти в верейском горизонте и башкирском ярусе. Залежь угленосного горизонта имеет значительноменьшую площадь и приурочена к сводовым участкам вторичных куполов.

При анализе кернового и кароттажного материалов пробуренных скважин геологи треста Куйбышевнефтеразведка первые обратили внимание на аномальный характер разреза в скв. 9, пробуренной на южном крыле западного купола.

Как видно из сопоставления кароттажных диаграмм скв. 9 и соседних скважин (рис. 2), в разрезе скв. 9 в интервале 980-1016 м под карбонатными осадками башкирского яруса залегает 36-м пачка терригенных осадков, что подтверждено керном.

Ввиду отсутствия необходимых данных для расшифровки причин выявленной аномалийности появление терригенной пачки под башкирским ярусом первоначально было объяснено разведчиками наличием здесь карста.

Изучение фактического материала позволило установить, что причина аномалийности разреза скв. 9 связана не с ископаемым карстом, а с крупным дизъюнктивным нарушением взбросового типа.

Нами было обращено внимание также и на изменение мощностей верея и башкирского яруса в пределах месторождения.

По данным 14 пробуренных скважин мощность верейского горизонта изменяется от 50 до 57 м, а на западном участке, где расположена скв. 9, от 50 до 55 м. В скв. 9 мощность Верейского горизонта, залегающего в интервале 907-940 м, сокращается до 33 м (см. рис. 2).

Мощность башкирского яруса на площади месторождения изменяется от 38 до 55 м, в пределах западной части месторождения (район скв. 9) от 42 до 47 м. В скв. 9 мощность башкирского яруса равна 40 м, т.е. близка к нормальной.

Ниже башкирского яруса во всех скважинах наблюдается нормальный переход к намюрскому ярусу, кроме скв. 9, в которой, как отмечалось, под башкирским ярусом в интервале 980-1016 м залегает терригенная пачка, подстилаемая карбонатными породами.

Выдержанная мощность башкирского яруса, особенно в пределах западного купола, не дает основания считать, что к моменту отложения Верейских осадков отложения башкирского яруса были выведены из-под уровня вод бассейна и интенсивно размывались. Во всяком случае местного подъема дна бассейна в районе скв. 9 не было, так как мощность башкирского яруса в скважине равна 40 м, т.е. близка к нормальной. Следовательно, если здесь и был размыв, то величина его не превышала 2-5 м. Но если осадки башкирского яруса оставались под уровнем моря, то естественно, что образование в них глубокого карста, как покажем ниже, на глубину свыше 76 м должно быть исключено.

Характерно сокращение в скв. 9 мощности верейского горизонта. Сопоставление кароттажных диаграмм (см. рис. 2) показывает, что уменьшение мощности верея здесь связано с отсутствием его верхней части. Следовательно, в единственной скв. 9 верей срезан в кровле и отложения каширского горизонта залегают на его средней части.

Контакт верея с башкирским ярусом на глубине 940 м не нарушен.

Сопоставление интервала 980-1016 м (скв. 9) с этими же интервалами соседних скважин показывает, что здесь мы имеем верхнюю и среднюю части верейского горизонта, соответствующие интервалу 847-885 м (скв. 3), а нижняя часть горизонта отсутствует.

Петрографо - литологическое изучение керна из скв. 9 было проведено Е.К. Фроловой. По ее данным в интервале 907-939,5 м залегают Верейские отложения, в которых выделяются комплексы: нижний карбонатный - известняки е прослоями глин, верхний - глины и алевролиты.

Интервал 940-980 м сложен известняками с редкими прослоями доломитов. По характеру литологического строения известняки типичны для башкирского яруса.

Под известняками башкирского яруса в интервале 985-1006 м, охарактеризованном керном, залегают терригенные породы - алевролиты, глины и реже мергели. В подошве толщи отмечается прослой коричневато-серого, кварцево-полевошпатового песчаника с базальным глинисто-карбонатным цементом.

По минералогическому составу глины и алевролиты аналогичны породам вышележащего интервала верейского горизонта. В кровле пачки залегает слой мергеля с включением крупного обломочного материала.

Наличие в кровле интервала брекчиевидных включений объясняется нами пересечением скв. 9 на глубине 980 м плоскости взбросового нарушения.

Керн из интервала 1021-1042 м представлен органогенно-обломочными оолитовыми и пелитоморфными известняками, по составу аналогичными известнякам башкирского яруса.

Хорошая охарактеризованность керном интересующего нас интервала разреза скв. 9 позволила палеонтологам И.А. Луньяку и В.В. Кондулуковой подтвердить стратиграфический возраст отдельных интервалов разреза по комплексам характерных фораминифер, водорослей и мшанкам.

Таким образом, по данным кароттажа, сопоставлению мощностей, петрографо-литологической характеристики разреза и изученной фауны можно сделать следующие выводы.

В скв. 9 отсутствует кровля Верейского горизонта и последний в интервале -907-940 м представлен средней и нижней частями. В интервале 940- 980 м залегают породы башкирского яруса. В интервале 980-1016 м под башкирским ярусом вновь залегает верейский горизонт, представленный здесь лишь верхней и средней частями. На глубине 1016 м верей ложится вновь на отложения башкирского яруса.

В итоге получается, что в разрезе скв. 9 дважды повторились верейский горизонт (интервалы 907-940 м и 980-1016 м) и башкирский ярус (интервалы 940-980 м и ниже глубины 1016 м).

Указанное обстоятельство подтверждает наличие здесь сложного дизъюнктивного нарушения с амплитудой по кровле башкирского яруса в 76 м. Поскольку в разрезе имеем повторение верея и башкирского яруса, дислокация должна рассматриваться как взбросовая.

Однако наличие срезания кровли верея в верхнем интервале и низов верея в нижнем интервале указывает на то, что основной взброс, плоскость которого должна пересекаться на глубине 980 м, осложнен двумя подчиненными сбросами.

Верхний сброс проводится нами на глубине 907 м, на контакте подошвы каширского горизонта с верейским, а нижний на глубине 1016 м, на контакте срезанного в подошве верея с башкирским ярусом. Намечаемая схема дизъюнктивного нарушения показана на рис. 3.

Наличие столь крупного дизъюнктивного нарушения, несомненно, отразилось как на тектонике месторождения, так и на условиях формирования в нем нефтяных залежей.

Так как с глубиной структуры выражены более резко, что связано с преобладанием при их формировании в условиях платформы вертикальных движений, следует ожидать и возрастания амплитуды взброса с глубиной. Поэтому структурные ловушки глубоких горизонтов могут оказаться срезанными, как показано нами на схеме (рис. 4).

В случае справедливости высказанного предположения станет понятным, почему залежь пласта (Б2) нижнего карбона имеет в Якушкино исключительно малую площадь, занимая лишь присводовую часть поднятия.

Из-за срезания ловушки угленосного горизонта (Б2) взбросом емкость ее контролируется положением на ней условной точки (линии) N, которая и определяет возможную площадь и объем залежи (см. рис. 4).

Несмотря на разлом, залежи пласта башкирского яруса (условно пласт A4) и верейского горизонта (пласт А3) сформировались, так как по плоскости смещения пласт А4 в кровле (точка Н) пришел в соприкосновение с верейским горизонтом и плотными, практически непроницаемыми известняками подошвы каширского горизонта, с которыми, видимо, соприкасается и залежь Верейского горизонта (точка К, рис. 4).

Однако возможно, что в силу сложного взбросо-сбросового характера нарушения запечатывание залежей взброшенного поля имеет несколько другой характер, что можно будет установить в будущем при получении дополнительных данных,

При этом не исключено, что опущенный блок структуры, отрезанный плоскостью взброса, аналогично пласту угленосного горизонта может оказаться без нефти.

Видимо, наличием нарушения объясняется отсутствие нефти в пласте Д1 верхнего девона. Если, как показано на рис. 4, нарушение проходит через свод девонской структуры (в точке М), а амплитуда смещения больше мощности глинистой покрышки над коллектором пласта Д1, залежь в нем сформироваться не сможет. Это, видимо, и подтверждается данными сводовой скв. 3, вскрывшей этот пласт.

На Якушкинском месторождении в некоторых образцах девонских кернов отмечается нефтяной запах, возможно, указывающий на имевшую место миграцию нефти.

Но благодаря сложившимся структурным условиям залежь в девоне здесь не сформировалась.

Однако данный вывод нельзя считать категорическим.

Нефть в девоне Якушкинской площади могла скопиться на отдельных периферийных блоковых полях, образовав залежи, запечатанные плоскостями дизъюнктивных нарушений.

Видимо, аналогичный пример мы имеем на соседнем Радаевском месторождении, на котором пласт Д1 промышленно нефтеносен лишь на участке западной периклинали, а в своде структуры этот пласт представлен белыми кварцевыми песчаниками, практически не имеющими признаков нефтенасыщения.

В заключение статьи автор выражает глубокую признательность геологам Е.К. Фроловой, И.А. Луньяку, В.В. Кондулуковой, Л.Н. Гусевой и Н.Н. Балабанову, принимавшим участие в расшифровке разреза скв. 9.

 

Рис. 1. Структурная схема Якушкинского месторождения по башкирскому ярусу среднего карбона.

 

Рис. 2. Сопоставление разрезов скважин.

1 - каширский горизонт; 2-верейский горизонт; 3-башкирский ярус; 4-намюрский ярус.

 

Рис. 3. Схема дизъюнктивного нарушения, вскрытого скв. 9.

 

Рис. 4. Схема нефтяной залежи.

1 - нефтяные пласты; 2 - водоносные пласты; 3- глинистые кровли над залежами; 4- плотные известняки и доломиты каширского горизонта; 5 - дизъюнктивные нарушения.