К оглавлению

УДК 553.982(474)

ПРИБАЛТИКА - НОВАЯ НЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ СССР

И. А. Голубков, Е.В. Ильина, Л.Б. Паасикиви, Н.М. Руховец

На территории Прибалтики в пределах Балтийской синеклизы в 1969 г. из ряда скважин получены промышленные притоки нефти до 50-100 т/сутки. Эти открытия - результат многолетних исследований ученых и производственников, подтвердивший существовавшее ранее мнение о принадлежности Балтийской синеклизы к новой промышленно-нефтеносной области Восточно-Европейского нефтегазоносного бассейна платформы.

Изучение геологического строения Прибалтики началось во второй половине прошлого столетия. Большинство работ начального периода исследований имеют лишь историческое значение. Находки в палеозойских отложениях Прибалтики нефтяных битумов (асфальтов и асфальтитов), данные о живой нефти в известняках силура на о. Хииумаа (1905) и других, большая мощность осадочного покрова (свыше 2500 м в юго-западной части Прибалтики) и развитие здесь морских терригенных и карбонатных фаций позволили положительно оценить перспективы нефтеносности палеозоя западной окраины Русской платформы. Открытие нефти в кембрийских отложениях северного склона Алдана (В.М. Сенюков, 1933) привлекло внимание геологических организаций к северо-западной части Русской платформы. Однако поиски промышленной нефти длились почти четверть века.

Начатые в 1940 г. ВНИГРИ работы по изучению района позволили наметить план дальнейших работ, осуществленный лишь после Великой Отечественной войны.

С 1945 г. ВНИГРИ и Ленинградская буровая контора проводят структурно-геологическую съемку, исследования по стратиграфии, тектонике и нефтеносности, структурное и поисковое бурение на Локновской, Плявинской и других структурах Прибалтики. До 1956 г. осуществлено бурение опорных скважин: Южно-Калининградской (Нивенской), Советской (Стонишкяйской), Вильнюсской, Выхминской и Старорусской.

В Стонишкяйской опорной скважине из песчаников тискреского горизонта среднего (?) кембрия в интервале 2012-2112 м получена минерализованная вода с дебитом до 40 м3/сутки, в которой оказалось до 10 м3 свободно выделяющегося газа, состоящего из метана - 80-85% и тяжелых углеводородов до 8%. В Южно-Калининградской опорной скважине из интервала 2351-2399 м были подняты тискреские песчаники пористостью от 3,1 до 13,76% с точечными вкраплениями нефти по порам и трещинам. В разрезе Вильнюсской опорной скважины в пограничных слоях ордовика и ландоверского яруса обнаружена нефть, пропитывающая песчанистые известняки.

В 1962-1964 гг. из известняков верхнего ордовика на Гусевской структуре в Калининградской области и из тискреских песчаников на Кулдигской структуре в Латвии получены первые притоки нефти от 2,4 до 4 т/сутки. В 1968 г. почти одновременно из тискреских песчаников на Гаргждайской площади в Литве и на Красноборской структуре в Калининградской области получены притоки нефти соответственно до 50 и 100 т/сутки.

На территории Прибалтики трестом Спецгеофизика к 1959 г. завершена аэромагнитная и гравиметрическая съемки, а также электроразведочные работы методом теллурических токов. На большей ее части проведены и продолжаются региональные сейсмические исследования; значительная часть территории заснята детальными площадными сейсмическими исследованиями МОВ.

В последние годы структурное и поисково-разведочное бурение в Прибалтике проводят в управлениях геологии Латвии и Литвы и Северо-западное территориальное геологическое управление (г. Ленинград). С 1967 г. поисковые работы на нефть проводит также и нефтеразведочная экспедиция треста Ярославнефтегазразведка. Научное обобщение результатов поисково-разведочных работ, прогноз нефтеносности и выбор направлений нефтепоисковых работ в Прибалтике осуществляет ВНИГРИ (г. Ленинград) с участием ВНИИМОРГЕО (г. Рига) и Института геологии Литвы (г. Вильнюс).

По совокупности геологических и геофизических данных на. территории Прибалтики выделены: южный склон Балтийского щита, Балтийская синеклиза, Белорусско-Мазурская антеклиза и Латвийская седловина. Перспективы поисков залежей нефти и газа связываются с Балтийской синеклизой. Она является наиболее крупной отрицательной структурой западного окончания Русской платформы, выполненной мощным комплексом отложений (более 3000 м) верхнего протерозоя (вендского комплекса), палеозоя (от нижнего кембрия до верхней перми) и мезозойско-кайнозойского времени (от триаса до неогена и антропогена).

Балтийская синеклиза охватывает большую часть территории Прибалтийских республик, Калининградскую область РСФСР, Северную часть Польши и значительную часть акватории Балтики (до о-ва Готланда на западе) и Рижского залива (до широты скважины Охесааре на севере). Общая площадь синеклизы составляет около 240 тыс. км2 при длине 600 км и ширине 400-420 км. В пределах СССР площадь ее определяется в 170 тыс. км2, из которых 40% приходится на акваторию.

В осадочном чехле синеклизы установлены три основных структурных этажа: каледонский (Pt3-S), герцинский (Д-С), и альпийский (Р-Сr), разделенные угловыми, стратиграфическими и географическими несогласиями.

В современном структурном плане синеклизы отмечаются структуры второго порядка - выступы фундамента и соответствующие им валы в осадочных отложениях, субширотные и реже субмеридиональные разломы в фундаменте, которые в осадочном чехле отражаются в виде флексур и, по-видимому, реже в виде дизъюнктивных нарушений амплитудой до 200-300 м (см. рисунок).

Сейсмическими работами на площади Балтийской синеклизы, в том числе и в акватории Балтийского моря, установлено свыше 60 локальных структур брахиантиклинального типа, реже структурных носов размером 5-15х1-3 км, асимметричного строения. В пределах крутых крыльев устанавливаются разломы в фундаменте, флексуры или разрывы в осадочном чехле. Амплитуда структур уменьшается от более древних горизонтов к более молодым и обычно не превышает 50-100 м. По кровле силурийских отложений и залегающих выше горизонтов локальные структуры резко выполаживаются либо совсем не прослеживаются. Наиболее интенсивный рост локальных структур происходил на границе силура и девона в связи с проявлениями каледонской фазы складчатости. Этим объясняется совпадение структурных поверхностей горизонтов, залегающих ниже кровли силурийских отложений.

Развитие Балтийской синеклизы происходило неравномерно во времени: в каледонском геотектоническом цикле наиболее интенсивно прогибалась юго-западная часть, втянутая в опускание передовым каледонским прогибом, в герцинском цикле - ее центральная часть, в конце герцинского и в альпийском - вновь в наиболее интенсивное погружение вовлекается юго-западная часть синеклизы. Северо-восточная часть синеклизы в альпийском цикле тектогенеза воздымалась вследствие поднятия Балтийского щита. Интенсивное и прогрессивное опускание Балтийской синеклизы в юго-западном направлении к передовому прогибу обусловило активную миграцию углеводородов в северо-восточном направлении в сторону воздымания пластов, т. е. снижения градиента пластового давления.

Многочисленные следы миграции нефти прослеживаются в виде внедрений нефти в породы по порам, стиллолитовым швам, трещинам различного направления и в виде интенсивных скоплений в терригенных и карбонатных коллекторах.

Балтийская синеклиза имеет благоприятные гидрогеологические условия. Основными гидрогеологическими критериями нефтеносности артезианского бассейна, как известно, являются коэффициент метаморфизации вод (Na/Cl), коэффициент сульфатности (SO4/Cl)*100 и газовый состав пластовых вод; они характеризуют удаленность района от основных областей питания, погружение пород, их промытость и гидрогеологическую закрытость недр.

Наиболее перспективная зона регионального нефтенакопления, к которой относятся западная часть Балтийской синеклизы и примыкающая к ней акватория Балтийского моря, оконтуривается изолинией коэффициента метаморфизации Na/Cl = 0.7. Последний уменьшается в юго-западном направлении до 0,52 (скважина Стонишкяй). Изолиния коэффициента сульфатности (SO4/Cl)*100 =1.0, также повторяет этот контур, а его значение уменьшается до 0,1 в том же направлении (см. рисунок).

Выделенная зона наиболее далеко удалена от основных областей питания, а кембро-ордовикский водоносный комплекс погружен на глубину более 1100 м и гидрогеологически хорошо закрыт. В этой зоне распространены высокометаморфизованные (Na/Cl менее 0,7), малосульфатные (SO4/Cl)*100 < 1,0) рассолы хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину) хлоридного кальциево-натриевого состава с повышенным содержанием брома (до 780 мг/л - Стонишкяй). Минерализация рассолов составляет 110-184 г/л.

Метановые газы с тяжелыми углеводородами впервые были получены из тискресского горизонта в скважине Стонишкяй (СН4 - 61,4%, в том числе тяжелых углеводородов 8,6% и Не - 1,06% объемных). На Южно-Шюпаряйской структуре при опробовании скв. 6 вместе с нефтью из среднего кембрия в интервале 1946-1964 м был получен горючий газ, содержащий 92- 96% углеводородов, в том числе тяжелых - от этана до пентана.

Приведенные гидрогеологические критерии свидетельствуют о том, что перспективные в нефтеносном отношении ордовикские и кембрийские отложения находятся в нижней гидродинамической зоне весьма затрудненного водообмена, благоприятной для сохранения залежей нефти и газа.

Борта синеклизы, отнесенные к малоперспективной зоне, оконтуриваются примерно по изогипсе поверхности пород фундамента -1000 м изолинией коэффициента метаморфизации Na/Cl = 0,75 и повышенными значениями коэффициента сульфатности (SO4/Cl) *100 = 1,0-1,6. Минерализация рассолов здесь составляет 100-132 г/л.

Азотный состав газов и отсутствие газового фактора, выявленные при опробовании скважины на Кибартайско-Вирбалисской площади, расположенной в юго-восточной части рассматриваемой зоны, являются неблагоприятным показателем закрытости недр.

Приведенные гидрогеологические данные позволяют предполагать, что в пределах этой зоны, расположенной на сравнительно небольшом удалении от областей питания, с мощностью осадочного чехла до 1000 м, гидрогеологическая обстановка малоблагоприятна для сохранения залежей нефти и газа в отложениях кембрия и ордовика.

Наиболее периферийные части синеклизы и Латвийская седловина отнесены к зоне невыясненных перспектив, но предположительно бесперспективной. В этой зоне коэффициент Na/Cl = 0.75-0.85, а (SO4/Cl)*100 > 2. Оконтуривается она изолинией минерализации воды 100 г/л. Зона изучена еще недостаточно, но приведенные данные свидетельствуют о том, что здесь гидрогеологическая обстановка в отложениях нижнего палеозоя неблагоприятна для сохранения залежей нефти.

В Балтийской синеклизе нефть установлена уже на 12 структурах и в ряде горизонтов. Нижним из них являются тискреские (ижорские) кварцевые песчаники среднего (?) кембрия. Эти слабо сцементированные песчаники имеют пористость до 20-25% и проницаемость до 350-1400 мд. Не исключено, что отмеченный горизонт явится наиболее важным промышленным горизонтом Прибалтики. Из этого горизонта в 1965 г. на севере синеклизы, на Кулдигском поднятии, с глубины 991,0-993,0 м получена нефть в количестве до 4 т/сутки, удельным весом 0,870.

В 1966 г. в центральной части синеклизы на Шюпаряйском поднятии Гаргждайской площади в скв. 1-Р с глубины 1969-1975 м из тех же тискреских песчаников получен приток нефти с дебитом до 7-8 м3/сутки. Удельный вес нефти 0,807. В мае 1968 г. в скв. 7-Р на Южно-Шюпаряйском поднятии этой же площади в интервале 1965-1976 м из этого же горизонта получена нефть с дебитом до 45 т/сутки, а в скв. 6-Р с глубины 1976-1980 при 4-мм штуцере дебит нефти составил 40 г/сутки, удельным весом 0,818.

Шюпаряйская и Южно-Шюпаряйская структуры (см. рисунок) вытянуты в меридиальном направлении и приурочены к западному приподнятому крылу меридионального сброса с амплитудой до 100 ж. Размеры Шюпаряйского поднятия 7х5 км, амплитуда 40 м, размеры Южно-Шюпаряйского поднятия 6х3,5 км, амплитуда 40 ж, размеры всей Гаргждайской площади 14х5 км.

Восточнее Гаргждайской площади, на Плунгенской структуре, с глубины 1750 м в скв. 1-Р из тискреского горизонта получена нефть вместе с водой.

Положительные результаты получены в мае 1968 г. на Красноборской структуре в Калининградской области из песчаников тискреского горизонта с глубины 1932-1950 м. Красноборская структура, по сейсмическим данным, имеет размеры 11,6х5,5 км, амплитуда около 100 м, вытянута в субмеридиональном направлении. Восточное крыло и южная переклиналь нарушены сбросом амплитудой до 190 м. Результаты проведенных промысловых исследований в скважине 1-Р, расположенной в сводовой части этой структуры, приводятся в таблице.

Испытания, проведенные в этой скважине, при 8,5" штуцере дали нефти 135 м3 и при 10" штуцере - 150 м3 (По данным Б.Е. Быкова (Калининградская нефтеразведочная экспедиция). По его же сообщениям, во второй половине 1969 г. на Ушаковской площади из среднекембрийских отложений с глубины 2150-2156 м получены промышленные притоки нефти.).

Нефти всех этих площадей относятся к малосернистым, смолистым и малопарафинистым, они характеризуются высоким (до 61%) выходом легких фракций, выкипающих до 300° С.

Карбонатные отложения ордовика и силура характеризуются многочисленными нефтепроявлениями. Наиболее интенсивные среди них приурочены к породам ордовика. Так, на севере синеклизы, на Кулдигской площади получен приток нефти из алевролитов (мощностью 0,7 м) волховского горизонта нижнего ордовика с дебитом до 1 т/сутки. Это - второй нефтеносный горизонт Прибалтики.

К среднеордовикским органогенно-обломочным известнякам приурочен третий нефтеносный горизонт. Их открытая пористость изменяется от 6 до 10%. Нефть из этих отложений получена в ряде скважин на Кулдигской структуре, но максимальный приток не превышает пока 21-30 л/сутки.

Четвертый нефтеносный горизонт представлен комковатыми известняками верхнего ордовика - криноидными, оолитовыми, мелко- и крупнозернистыми. Известняки, интенсивно насыщенные нефтью, заполняющей поры, каверны и трещины, встречены в многочисленных скважинах на Кулдигской, Эдольской, Дурбенской и Бернатской структурах на севере синеклизы и на Вирбалисской, Кибартайской, Паявонисской структурах в южной ее части. Пористость его небольшая, до 6%. Дебит нефти из этого горизонта на ряде структур достигал 100 л/сутки.

Лучшие результаты получены на Гусевской структуре, где в скв. 2-Р (глубина 1513-1523 м), первоначальный приток нефти составил 2,6 т/сутки, а в скв. 4-Р - до 4 т/сутки. Нефть имеет удельный вес 0,843.

В силурийских карбонатных отложениях, несмотря на многочисленные нефтепроявления, значительных скоплений нефти не отмечено. Это в основном глинисто-мергелистые породы, являющиеся хорошей покрышкой для нижележащих горизонтов. Однако не исключено, что в этой толще, в отложениях мелководных фаций, будут встречены горизонты с достаточной пористостью.

Пятый нефтеносный горизонт, относящийся к нижнему девону (?) (тильжеская свита), представлен слабо сцементированными песчаниками пористостью 26-27%. Он вскрыт на Приекульской структуре и в скв. 18 Гаргждайской площади.

Еще выше нефтеносные горизонты могут быть встречены в верхнепермских карбонатных отложениях на крайней юго-западной части синеклизы. На территории Польши и ГДР эти горизонты промышленно нефтеносны.

Полученная в Прибалтике нефть является одной из наиболее древних в нашей стране. Она образовалась в нижнем палеозое. Относится к метановому типу нефтей, малопарафинистая, с малым содержанием серы.

Исходя из представлений о возможных путях миграции нефти и данных, характеризующих нефтеносность Балтийской синеклизы, нефтепоисковые работы следует сосредоточить в первую очередь в западной и юго-западной, наиболее погруженных частях синеклизы. В этой перспективной зоне открыты наиболее значительные промышленные месторождения нефти и имеются благоприятные условия для поисков новых месторождений.

В приосевой части синеклизы, расположенной в акватории Балтийского моря, отнесенной также к наиболее перспективной зоне, рекомендуется продолжить морские сейсмические работы - детализацию выявленных структур вблизи морского побережья с целью подготовки их под нефтепоисковое бурение.

Открытие Красноборского месторождения нефти (в Калининградской области) подтвердило высокую перспективность юго-западной части Балтийской синеклизы; что свидетельствует о перспективности в нефтеносном отношении нижнепалеозойских отложений на территории северо-восточной части Польши.

На бортах Балтийской синеклизы, где возможно обнаружение залежей нефти не только в ловушках структурного типа, но и стратиграфически, и литологически экранированных залежей, необходимо проводить геолого-геофизические работы по выявлению зон выклинивания коллекторов и, в частности, структурно-профильное бурение.

Учитывая низкие пластовые давления нефтеносных горизонтов (обычно не превышающие гидростатическое давление), их сложный состав и строение (окварцевание, многослойность и др.), а также нередко плохие коллекторские свойства (особенно карбонатных пород), следует обратить серьезное внимание на дальнейшую разработку рациональных методов вскрытия и опробования гранулярных и карбонатных пластов, применяя облегченные растворы и гидроразрыв пластов.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Гатальский М.А. Основные этапы развития метода нефтяной гидрогеологии, прямые и косвенные показатели нефтегазоносности. Тр. ВНИГРИ, Геол. сб., № 7, вып. 190, 1962.

2.     Дикенштейн Г.Х., Левина Л.М., Лиепиньш П.П., Мосякина А.М., Пистрак Р.М., Шебуева И.Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Прибалтики и Белоруссии. Тр. ВНИГНИ, вып. XVIII. М., Гостоптехиздат, 1959.

3.     Карлицкий В.Я. Новые данные о нефтеносности на Кулдигской площади в Латвийской ССР. «Геология нефти и газа», 1966, № 12.

4.     Кудрявцев Н.А. О тектонике и возможной нефтеносности северо-западной части Русской платформы (Прибалтийской впадины). В сб.: «Геология и нефтеносность Русской платформы». М., Гостоптехиздат, 1946.

5.     Люткевич Е.М. Нефтеносность Прибалтики. В сб.: «Геология и нефтеносность палеозоя Южной Прибалтики». Тр. Института геологии, вып. 1, Вильнюс, 1965.

6.    Паасикиви Л.Б., Закашанский М. С. Перспективы нефтеносности Прибалтики. ОНТИ-ВИЭМС, обзор, вып. 34, 1965.

7.     Пейсик М.И. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Польско-Литовской депрессии и соседних с ней площадей. В сб.: «Геология и перспективы нефтегазоносности некоторых районов СССР». Тр. треста Союзбургаз, М., Гостоптехиздат, 1962.

8.     Руховец Н.М. Генетические типы локальных структур Польско-Литовской синеклизы (в связи с нефтеносностью). «Геология нефти и газа», 1967, № 6.

9.     Сакалаускас К.А. Нефтематеринские горизонты Юго-Западной Прибалтики. В сб.: «Геология и нефтеносность палеозоя Южной Прибалтики». Тр. Института геологии, вып. I, Вильнюс, 1965.

ВНИГРИ

 

Таблица

Диаметр штуцера, мм

Давление, ат

Суточный дебит, м3

Температура нефти, °С

Удельный вес, г/см3

Период работы, ч

Газовый фактор, м3

забойное

буферное

затрубное

4,5

190

30-36

31,6-34

81 ,0

62 - 65

0,820

96

14,8

6,2

178

19,7-21

21,23

122,0

65

-

-

15,0

 

Рисунок Карта перспектив нефтеносности Балтийской синеклизы.

1-граница Балтийской синеклизы; 2 - изогипсы поверхности кристаллического фундамента; 3 - зоны дизъюнктивных нарушений; 4 - выступы фундамента и соответствующие им валы в осадочных отложениях: I - Пилтенский, II- Кулдигский, III - Лиепайско-Елгавский, IV - Мажейкяйский, V - Телынайский, VI - Шилальский, VII - Таурагский, VIII - Неманский, IX - Гусевско-Кибартайский, X- Калининградский, XI - Западно-Лиепайский; 5 - структуры, на которых проводилось или проводится поисковое бурение; 6 - структуры, подготовленные к поисковому бурению; 7 - структуры, требующие детализации; 8- нефтяные месторождения. Площади: 9 - перспективные на нефть, 10 - малоперспективные, 11 - невыясненных перспектив (предположительно бесперспективные).