К оглавлению

Нефтегазоносность девонских, каменноугольных и пермских отложений Оренбургской области

М. Ф. СВИЩЕВ

В геотектоническом отношении территория Оренбургской области неоднородна. Северо-западная часть области охватывает самую юго-восточную часть Русской платформы, частично Прикаспийскую впадину и Предуральский прогиб, характеризующиеся глубоким погружением фундамента и мощной толщей осадочных пород платформенного покрова.

Юго-восточная часть области расположена в зоне складчатого Урала и сложена на поверхности кристаллическими породами докембрийского возраста и позднейшими образованиями незначительной мощности.

Наибольший интерес в отношении газонефтеносности представляет северо-западная часть области, сложенная толщей осадочных пород девона, карбона и перми. Разрез этих отложений отличается значительным преобладанием карбонатных пород. Их суммарная мощность составляет от 1550 до 2000 м и более.

Отложения девонской, каменноугольной и пермской систем характеризуются широким распространением в них признаков нефтеносности. Однако промышленные скопления нефти концентрируются только в определенных участках разреза указанных отложений.

Разрез девонских, каменноугольных и пермских отложений характеризуется закономерной перемежаемостью толщ терригенных и карбонатных пород, отражающей определенную ритмичность геологического развития платформы. Основные промышленные скопления нефти приурочены к терригенным породам, к известнякам и доломитам, развитым вблизи терригенных свит, выше и ниже их, т. е. к началу и к концу ритма, если принять ритм и его развитие по разрезу от терригенных пород внизу до доломитов или доломитов и сульфатов вверху.

Так, в разрезе палеозоя Оренбургской области промышленная нефтегазоносность установлена в терригенных отложениях пашийских слоев верхнего девона, угленосной свиты нижнего карбона и в уфимской свите верхней перми, а в карбонатных отложениях- в фаменском ярусе верхнего девона, турнейском ярусе нижнего карбона, башкирском ярусе среднего карбона, а также в сакмарском, артинском, кунгурском и казанском ярусах пермской системы.

Кроме перечисленных промышленно нефтеносных интервалов, в разрезе додевонских, девонских, каменноугольных и пермских отложений наблюдаются газонефтепроявления непромышленного характера в бавлинской свите, тульских, окских, серпуховских, намюрских, верейских, каширских и подольских отложениях.

Промышленная нефтегазоносность девонских, каменноугольных и пермских отложений определяется совокупностью структурного, стратиграфического и литологического факторов, контролирующих формирование залежей нефти и газа, и условиями их последующей сохранности.

По совокупности указанных факторов и особенностям геологического строения в пределах Оренбургской области можно выделить семь нефтегазоносных районов (см. рисунок). В каждом из этих районов девонские, каменноугольные и пермские отложения в отношении нефтегазоносности не равнозначны.

Нефтеносность девонских отложений

Девонские отложения содержат наиболее крупные и высокопродуктивные залежи нефти. Как уже указывалось выше, промышленно нефтеносными в этих отложениях являются пашийские слои верхнего девона. Нефтяные залежи в них установлены только в зоне Большекинельского вала на Красноярском, Заглядинском, Султангуловском и Тарханском месторождениях.

Продуктивный пласт пашийских слоев представлен кварцевыми мелкозернистыми рыхлыми песчаниками иногда с прослоями плохо проницаемых алевролитов. Мощность песчаников изменяется от 8-10 до 30 м. Вклинивающимися непроницаемыми прослоями единый резервуар продуктивного пласта разобщается на две части, которые именуются местными геологами как пласты Д₀ и Д_I.

Девонские нефтяные залежи относятся к типу пластовых, обладают упруговодонапорным режимом и большой разностью между пластовым давлением и давлением насыщения, составляющими соответственно 250 и 73-75 ат. Исследования и анализ физико-химических данных нефтей пашийских слоев указанных выше месторождений обнаруживают закономерное изменение состава нефтей с запада на восток, т. е. в направлении регионального погружения девонских и каменноугольных отложений.

В этом направлении закономерно понижаются удельный вес нефти, вязкость, содержание смол, увеличивается содержание легких фракций (до 300°).

Территория известной промышленной нефтеносности девонских отложений пока незначительна и ограничивается зоной Большекинельского вала. Это объясняется слабой геологической изученностью строения глубинных недр Оренбургской области и прежде всего глубинной тектоники.

Изучение литолого-фациональных особенностей пашийских слоев различных районов области показывает, что они обладают благоприятными физико-коллекторскими свойствами и сравнительно выдерживаются на больших пространствах платформенной части.

Наибольшие перспективы нефтеносности девонских отложений связаны с районами раннедевонского структурообразования, которые тяготеют к склонам погребенных сводов кристаллического фундамента или его впадин вследствие активного участия их в процессах тектогенеза.

Такими районами являются Байтуганский, Бугурусланский, Токско-Кинельский и Самаркинский. Эти районы и следует считать первоочередными для поисков и разведки нефти в девонских отложениях с предварительной постановкой работ по изучению глубинной тектоники сейсморазведкой и глубоким структурным бурением.

Наряду с изучением нефтеносности терригенных отложений девона необходимо также тщательно изучать нефтегазоносность карбонатной толщи.

Нефтеносность каменноугольных отложений

Продуктивными горизонтами с установленной промышленной нефтеносностью в разрезе каменноугольных отложений являются турнейский ярус, угленосная свита визейского яруса и башкирский ярус.

Промышленные скопления нефти в отложениях турнейского яруса приурочены к их верхней части и установлены на Байтуганеком месторождении, на Красноярском, Заглядинском, Султангуловском и Тарханском месторождениях Большекинельского вала. Нефтеносными являются известняки, в различной степени доломитизированные, трещиноватые и кавернозные, характеризующиеся непостоянными физико-коллекторскими свойствами даже в пределах одного месторождения.

Нефти турнейского яруса различны по своему качеству. Турнейская нефть Байтуганского месторождения имеет удельный вес 0,89-0,90, вязкость 51 сантипуаз, содержит смол 63%, серы 2,8% и очень небольшое количество растворенного газа.

Нефти турнейских залежей месторождений Большекинельского вала более высокого качества. Они имеют следующую характеристику: удельный вес 0,88-0,87, вязкость 34-42 сантипуаз, содержание смол 36-46%, серы до 2,3%, светлых фракций до 300° 45%. Содержание растворенного в нефти газа достигает 30-35 м³ в пластовых условиях.

Качество турнейской нефти месторождений Большекинельского вала, так же как и девонских нефтей, улучшается в восточном направлении, т.е. в направлении регионального погружения вала. В этом же направлении повышается продуктивность, постепенно понижается уровень водонефтяного раздела отдельных залежей. Высота залежей составляет 25-30 м.

Нефтяные залежи турнейских отложений относятся к типу пластовых и массивных и тоже характеризуются упруговодонапорным режимом эксплуатации. Пластовое давление в залежах составляет 180-185 ат, а давление насыщения 40-50 ат.

Турнейские залежи, как и девонские, обладают достаточно крупными высокопродуктивными запасами нефти и потому имеют большое народнохозяйственное значение.

Промышленная нефтеносность турнейского яруса контролируется характером физико-коллекторских свойств пород в его верхней части. Развитие процессов выщелачивания пород верхней части в зоне Большекинельского вала и более северных районах обусловило улучшение их коллекторских свойств за счет вторичной пористости и кавернозности.

Такие процессы, видимо, не имели места в пределах более погруженной территории, охватывающей западную часть Токско-Кинельского, северо-западную часть Самаркинского районов и более южных районов, где из-за отсутствия коллекторов, несмотря на обильные нефтепроявления, промышленных скоплений не обнаружено.

Таким образом, на современном этапе геологической изученности Оренбургской области наиболее перспективными на нефть в турнейских отложениях являются северная и северо-восточная части области.

Нефтеносность угленосной свиты визейского яруса связана с песчаниками, залегающими в верхней половине ее разреза. Последние не постоянны по мощности и не всегда выдерживаются по простиранию. Промышленная нефтеносность этих отложений имеет менее широкое развитие и установлена на Байтуганском и Тарханском месторождениях. Локальными участками, приуроченными к погружениям или к сводам поднятий, промышленное нефтенасыщение песчаников угленосной свиты установлено в самое последнее время на Красноярской и Заглядинской площадях Большекинельского вала.

Ограниченная нефтеносность угленосной свиты является следствием ее литолого-фациальных особенностей. На многих месторождениях и разведочных площадях она почти целиком представлена глинисто-сланцевыми породами и не содержит в своем составе коллекторов для аккумуляции в них нефти. Песчаные пласты в разрезе угленосной свиты появляются одновременно с увеличением общей мощности ее и достигают наибольшего развития в северо-западной части Токско-Кинельского района, являющейся восточным продолжением известного Кинель-Черкасского нефтеносного района Куйбышевской области, и в северо-западной части Самаркинского района. Здесь мощности песчаников достигают 50 м при общей мощности терригенной толщи нижнего карбона более 160 м против обычных 12-14 м на месторождениях Большекинельского вала.

Нефть угленосной овиты различных районов, как и нефть турнейского яруса, по своему качеству различна. В пределах же каждого отдельного месторождения она очень близка по своим свойствам к турнейской нефти. Залежи нефти в угленосной свите, относящиеся к пластовому и структурно-литологическому типу, иногда имеют значительные размеры. Высота залежей достигает 25-30 м. Как показывает изучение литолого-фациальных особенностей и мощностей угленосной свиты, перспективы ее нефтеносности связаны с Байтуганским, Бугурусланским, Токско-Кинельским и Самаркинским районами. Наиболее богатых залежей нефти следует ожидать в северо-западной части Токско-Кинельского и Самаркинского районов. Кроме того, резкое сокращение мощности угленосной свиты в зоне Большекинельского вала и выклинивание здесь на более высоких гипсометрических отметках пачки песчаников, мощно развитых южнее, являются благоприятным условием для образования залежей структурно-литологического типа в головах выклинивающихся пластов песчаников в зоне, примыкающей к крутому южному крылу Болынекинельского вала.

В башкирском ярусе промышленная нефть в Оренбургской области установлена лишь на Байтуганском месторождении. В других районах области промышленных скоплений нефти в этих отложениях не установлено. Нефтенасыщение приурочено к кавернозным и трещиноватым доломитам и органогенно-обломочным известнякам верхней части яруса.

Залежь нефти относится к типу массивных. Характерной ее особенностью является отсутствие определенного зеркала подошвенных вод. Пластовые воды, подстилающие нефтяную залежь, занимают самое неопределенное положение, вследствие чего в скважинах получен приток пластовой воды с самых различных глубин. Более или менее полное нефтенасыщение пласта наблюдается лишь до отметки минус 520. Ниже же нефтенасыщение пород непостоянное.

Нефть башкирской залежи отличается высоким удельным весом (0,8877-0,8982), высокой вязкостью, большим содержанием смол (43- 50%), серы (2,28-2,3 %) и кокса (6- 6,6%) и относится к классу тяжелых сернистых и высокосмолистых нефтей. Она почти не содержит растворенного газа.

Физико-химическая характеристика нефти, неопределенность положения водо-нефтяного раздела в совокупности с опресненным характером пластовых вод, по нашему мнению, свидетельствуют о разрушении залежи вследствие физико-химического выветривания за счет активного водообмена.

Весьма ограниченная известная промышленная нефтеносность башкирского яруса является следствием слабой изученности этих отложений. Нефтеносность их имеет, видимо, более широкое распространение и связана с теми районами, которые в конце башкирского века занимали наиболее приподнятое гипсометрическое положение и в пределах которых отложения башкирского яруса местами подверглись размыву. Эти районы фиксируются терригенным составом вышележащих верейских отложений, образовавшихся в условиях последовавшего мелководья.

Судя по характеру верейских отложений, наиболее приподнятые зоны в конце башкирского века существовали в Байтуганском районе, в восточной части Большекинельского вала, в Токско-Кинельском и Самаркинском районах. С указанными районами и следует связать наиболее вероятные перспективы нефтеносности башкирского яруса. Кроме рассмотренных промышленно нефтеносных горизонтов каменноугольных отложений, наличия промышленных скоплений нефти возможно ожидать на границе серпуховского подъяруса и намюрского яруса, на границе намюрского и башкирского ярусов, в каширском горизонте среднего карбона, где в соседних районах Татарии и Куйбышевской области установлены интенсивные нефтепроявления до скопления нефти высокого промышленного значения.

Нефтегазоносность пермских отложений

Нефтегазоносность пермских отложений изучена значительно лучше и потому известна более широко, чем нефтегазоносность нижележащих отложений. Она имеет региональный характер.

Промышленные газовые и газонефтяные залежи установлены в сакмаро-артинских и кунгурских отложениях нижней перми, в калиновской и уфимской свитах верхней перми. Причем последние содержат преимущественно газовые залежи.

Широкое распространение газонефтеносности по разрезу пермских отложений обусловило выделение в разведочной и промысловой практике многочисленных газонефтеносных горизонтов, далеко не одинаковых по своей промышленной ценности.

По признаку стратиграфической принадлежности и промышленному значению все горизонты можно объединить в три продуктивные толщи. Первую продуктивную толщу (сверху вниз) составляют калиновская и уфимская свиты верхней перми, вторая охватывает продуктивные горизонты кунгурского яруса и третья объединяет нефтеносные горизонты, приуроченные к отложениям артинского и самарского ярусов.

Промышленная нефть в калиновской свите (и то с мощной газовой шапкой) известна только на Бугурусланском и Журавлевско-Степановском месторождениях Большекинельского вала. На всех других месторождениях она содержит скопления газа лишь с незначительным количеством нефти, обычно не имеющей практического значения.

Газоносность калиновской свиты установлена на Пилюгинском, Садкинском, Городецко-Жуковском месторождениях Малокинельского района, на Ефремово-Зыковском и Алябьевском месторождениях Большекинельского и Токского районов, на Могутовском и Ероховском месторождениях в Самаркинском районе. В этом же районе слабое газонасыщение калиновской свиты непромышленного значения установлено на Сорочинском месторождении.

Нефтегазоносность уфимской свиты установлена на Бугурусланском, Красноярском, Заглядинском, Султангуловском, Тарханском и Ашировском месторождениях Большекинельского вала.

При сравнительном изучении нефтегазоносности калиновской и уфимской свит устанавливается взаимная зависимость их нефтегазоносности, проявляющаяся в том, что наличие нефти или газа в калиновской свите снижает эффективность нефтегазонасыщения уфимской свиты и, наоборот, наличие нефти и газа в уфимской свите сопровождается почти полным отсутствием нефтегазонасыщения в калиновской свите.

Территориально в восточном направлении промышленная нефтегазоносность калиновской свиты сменяется промышленным нефтегазонасыщением уфимской свиты, и только на крайнем востоке области калиновская свита снова становится нефтегазоносной. Наблюдаемое явление обусловливается закономерным изменением литолого-фациального состава калиновской свиты от карбонатов на западе через глины и мергели к песчано-глинистой фации на востоке.

Образование промышленных скоплений газа в калиновской или уфимской свитах при соответствующих литолого-фациальных условиях контролируется вышележащими галогенными породами гидрохимической толщи, которые при достаточной мощности являются хорошей изолирующей покрышкой и способствуют аккумуляции и последующей сохранности газонефтяных залежей. За пределами развития гидрохимической толщи условия сохранности залежей ухудшаются.

Исходя из указанных геологических предпосылок, разведку нефтегазоносности калиновской и уфимской свит следует проводить прежде всего в районах наибольшей мощности гидрохимической толщи. Такими являются Бугурусланский, Токско-Кинельский и Самаркинский районы.

Во второй и третьей продуктивных толщах нижнепермских отложений выделяется большое количество нефтеносных горизонтов. Многие из них выделяются визуально по признакам нефтеносности в керне в сочетании с данными каротажа. В кунгурском ярусе выделены (сверху вниз) первый горизонт (I), промежуточные «а» и «б», второй (II) и третий (III).

В артинских и сакмарских отложениях прослежено более шести горизонтов. Основными объектами промышленной разработки на нефть являются нефтеносные горизонты кунгурского и верхней части артинского ярусов, представленные пелитоморфными и оолитовыми тонкопористыми доломитами.

Кунгурская нефть имеет небольшой удельный вес (0,833-0,860) и высокое содержание легких фракций (54%, в том числе 18-22% бензина).

Верхние кунгурские и артинские горизонты в различной степени газоносны, но газ, за редким исключением, не образует чисто газовых залежей и находится в виде газовых шапок над нефтяными залежами. Роль последних возрастает на месторождениях с низкой проницаемостью пород, слагающих эти горизонты.

Нефть нижних горизонтов сакмаро-артинских отложений тяжелая высоковязкая. При опробовании скважин даже открытым забоем нефть проявляет себя слабо.

Промышленная нефтегазоносность нижнепермских отложений установлена на Бугурусланском, Красноярском, Заглядинском, Султангуловском и Тарханском месторождениях Большекинельского вала, на Пилюгинском, Садкинском, Комсомольском, Латышском, Ивановском и Осиновском, Городецко-Жуковском месторождениях Токско-Кинельского района, на Сорочинской, Могутовской и Долматовской разведочных площадях Самаркинского района. Газоносность кунгура, но с большим содержанием азота установлена на Колганской площади в Салмышском районе.

Залежи нефти в нижнепермских отложениях отличаются невысокой продуктивностью и обладают режимом растворенного газа.

В целом в отношении нефтегазоносности нижнепермских отложений необходимо отметить ряд особенностей.

1. Нефтегазопроявления в них широко распространены по разрезу, однако промышленные скопления нефти обычно концентрируются в верхних частях артинского и кунгурского ярусов.

2. Северная часть Оренбургской области до Большекинельского вала включительно отличается от южной меньшей интенсивностью нефтегазонасыщения и тяжелой высокосмолистой нефтью. Это объясняется различными условиями сохранности газонефтяных залежей.

В северных, гипсометрически более приподнятых районах, нижнепермские отложения подвергались разрушению и значительная часть их отсутствует. Большая мощность пермских отложений и погруженное положение отложений нижней перми в центральных и южных районах области обеспечили здесь лучшую сохранность нижнепермских залежей.

В связи с указанными особенностями геологического строения Байтуганский район не входит в число перспективных районов на нефть и газ в нижнепермских отложениях.

Невысокими перспективами обладает и Бугурусланский нефтегазоносный район.

Более перспективной в отношении нефтегазоносности нижнепермских отложений является территория северозападной части области, расположенная южнее крутого крыла Большекинельского вала до северных окраин Прикаспийской впадины. Увеличение в разрезе нижнепермских отложений центральных и южных районов мощности гидрохимических осадков улучшает здесь условия сохранности газонефтяных залежей, способствует формированию газовых залежей под мощными сульфатно-галогенными толщами, являющимися хорошими изолирующими покрышками. Большие перспективы на нефть связываются с артинскими отложениями Предуральского прогиба, где продолжается зона погребенных рифовых массивов Стерлитомакско-Ишимбаевского района Башкирии.

На основании изложенных выше данных о нефтегазоносности девонских, каменноугольных и пермских отложений Оренбургской области можно сделать следующие выводы.

1. Северо-западная часть области является высокоперспективной для поисков залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. Однако нефтегазоносность изучена очень слабо, особенно по глубоким горизонтам.
Высокая перспективность области в отношении нефтегазоносности настоятельно требует более резкого увеличения объема геологоразведочных и геофизических работ на нефть и газ.

2. Для повышения эффективности нефтепоисковых работ необходимо провести региональные сейсмические профили с целью выявления антиклинальных перегибов и локальных структур древнего формирования по девонским отложениям.

3. Наиболее крупные залежи нефти следует искать в девонских и нижнекаменноугольных отложениях в районах распространения структур древнего заложения.

На современном этапе геологической изученности области такими районами являются Байтуганский, Бугурусланский, Токско-Кинельский и Самаркинский.

НПУ Бугурусланнефть

Рисунок Схема расположения нефтеносных районов Оренбургской области,

Нефтеносные районы: 1-Байтуганский; II - Бугурусланский; III - Токско-Кинельский; IV- Самаркинский; V - Южно-Оренбургский; VI- Салмышский; VII - Предуральский прогиб. Структурные элементы второго порядка платформенного покрова: 1-Сокско-Шешминский вал; 2 -Большекинельский вал; 3 - Нойкинская зона поднятий; 4 - Южно-Большекинельская зона; 5 - Малокинельская зона; 6 - Городецко-Жуковская зона; 7 - Алябьевско-Романовская зона; 8 - Самаркинский вал; 9 -Южно-Самаркинская зона; 10 - Сыртовская зона; 11-Салмышская зона; 12 - Шуваловско-Сенинская зона; 13 - Архангеловская зона; 14 - Колганско- Дмитриевская зона; 15-16 - Уральская группа структур второго порядка; l7 - Камелик-Чаганский вал; а - структура второго порядка платформенного покрова; б - нефтяные и газовые месторождения.