|
УДК 553.98(470.56) |
Особенности размещения нефтяных и газовых месторождений юго-восточного склона Русской плиты
Г. В. ЛЕОНОВ, Н. Н. ЯХИМОВИЧ (ЮУО ВНИГНИ]
Для выяснения региональных структурно-тектонических закономерностей размещения месторождений УВ на территории Оренбургской области было изучено строение осадочного чехла региона по данным структурного, поисково-разведочного бурения, а также электро-, магнито- и сейсморазведочных работ. В качестве важного дополнительного материала были использованы результаты дешифрирования черно-белых космических снимков, полученных с борта орбитальной станции «Салют-4» в 1976 г. (Дешифрирование было выполнено С. И. Стрельниковым.)
Осадочный чехол региона, представляющий собой верхний структурный этаж платформы, расчленен на шесть подэтажей: нижнерифейский, среднерифейский, вендский, палеозойский, мезозойский и неоген-четвертичный. Каждый из них характеризуется особыми структурно-тектоническими условиями и отделен от подстилающего региональной поверхностью размыва.
Промышленная нефтегазоносность региона связана с отложениями палеозойского структурного подэтажа. Последний условно расчленен на девонский, каменноугольный и пермский структурные ярусы.
Девонский структурный ярус представлен терригенными отложениями среднего девона. Ему отвечает отражающая поверхность Д, приуроченная к кровле пашийского горизонта.
Каменноугольный ярус включает фаменско-каменноугольные карбонатные отложения, его характеризует отражающая поверхность У - поверхность бобриковского горизонта визейского стратиграфического яруса. Пермский ярус составляют отложения верхней перми, он характеризуется структурной поверхностью калиновской свиты казанского стратиграфического яруса.
Палеозойский подэтаж сформирован различными фазами герцинского тектогенеза. Структурные ярусы разделены перерывами в осадконакоплении и размывами. Тектоническое строение отложений ярусов различно и усложняется с возрастом пород. Резкое несоответствие структурных планов обусловлено структурными преобразованиями, происшедшими в каждую фазу тектогенеза. Усложнение структурного плана отложений от молодых образований к более древним связано также с эрозионно-седиментационными процессами, наложенным диапиризмом, карстами, т. е. процессами, которые проявляются наиболее интенсивно в тектонических активных зонах.
Важнейшими характеристиками структур осадочного чехла для поисков нефти и газа являются их генезис и время образования. И то и другое определяется структурным диапазоном проявления в осадочном чехле. Под структурным диапазоном проявления поднятия понимается число структурных единиц (ярусы, горизонты), в которых данная структура прослеживается в виде четкого образования (СД- фактор). Для региональных структур СД-фактор рационально определять по числу структурных ярусов, для локальных - по числу структурных горизонтов. Широкий (сквозной) диапазон структур (СД-фактор - два яруса и более) характерен лишь для унаследованных или наложенных тектонических структур альпийского и неотектонического заложения или активизации. Различные седиментационные структуры не могут прослеживаться за рамками своего структурного подразделения.
Основными элементами палеозойского структурного подэтажа на территории региона являются флексуры и разломы. Тектонические флексуры генетически связаны с разломами типа сбросов или взбросов и представляют собой единство двух морфологических противоположностей единого тектонического процесса. Переход от разлома к флексуре совершается постепенно, через ряд мелких разрывных смещений и тектоническую трещиноватость. Однако на рассматриваемой территории существуют разломы, для которых неизвестны флексурные аналоги. Вероятно, эти разломы имеют другую природу (см. рисунок).
Байтуганская, Туймазино-Бавлинская и Большекинельская флексуры связаны с крупными глубинными сбросами, сквозные по падению, их амплитуды возрастают с глубиной. Все остальные флексуры впервые выделены в качестве сквозных или широкодиапазонных. Большинство из них имеет амплитуду от 30 до 100 м, но некоторые на юге области в девонском структурном ярусе достигают 350-500 м. Многие флексуры, установленные в каменноугольном и пермском или в девонском и пермском структурных ярусах, сквозные. По всей вероятности, сквозными следует считать и те из флексур, сквозной характер которых документально доказан пока на отдельных участках. Кроме того, некоторые флексуры, установленные в каменноугольном структурном ярусе, предположительно можно также отнести к сквозным по падению, так как они являются элементами единой сети, образованной субширотными флексурами и разломами без флексур, а в ряде случаев подтверждаются результатами дешифрирования космических снимков.
Сквозные по падению флексуры контролируют размещение месторождений нефти и газа (ФКМ). Из 188 месторождений нефти и газа, известных в Оренбургской области по состоянию на 1/1 1981 г., 119 (63%) пространственно связаны со сквозными флексурами. Месторождения тесно примыкают к флексурам со стороны поднятого, реже опущенного крыла. Ширина полосы, в которой сосредоточены месторождения вдоль флексуры (зона влияния ФКМ), не превышает 5-7 км.
Контролирующее значение рассматриваемых флексур в размещении месторождений нефти и газа подтверждается тем, что суммарные запасы нефти прифлексурных месторождений(Оренбургское месторождение с трех сторон окаймлено сквозной по падению флексурой послегерцинского заложения, но оно исключено из подсчетов во избежание искажения статистических данных.) в 5 раз, а запасы усредненного прифлексурного месторождения почти в 1,5 раза превышают запасы среднего месторождения по области, плотность запасов в зонах ФКМ в 13 раз больше средней плотности, частота встречаемости месторождений, определяемая количеством месторождений на 1 км2, в зонах ФКМ в 7,5 раз выше, чем на окружающих территориях (Основное количество месторождений и запасов нефти связано с поднятыми крыльями флексур. На опущенных крыльях располагаются только мелкие месторождения с запасами вдвое ниже средних по области. При этом нефтяные месторождения на опущенных крыльях флексур встречаются в 22 раза реже газовых.). Стратиграфический диапазон нефтеносности в зонах ФКМ значительно шире, чем на месторождениях, не связанных с ними.
С учетом нефтегазопроявлений можно утверждать, что ФКМ являются зонами сквозного проникновения УВ через осадочный чехол от фундамента до поверхности. Не случайно, все нефтепроявления, известные в вендском и рифейском структурных этажах, приурочены только к зонам крупных разломов: скв. 2 Байтуганская, 35 Красноярская, 70, 102 Султангулово - Большекинельский разлом; скв. 71 Аркаевская - Шкаповский разлом.
Месторождения нефти в регионе связаны и с приразломными структурами другого типа - девонскими грабенообразными прогибами (ДГП). Последние представляют собой тектонические грабены среднедевонского заложения, осложненные различными эрозионно-седиментационными образованиями и обновленные альпийскими и неотектоническими движениями. ДГП контролируют большое количество месторождений нефти на территориях Татарии и Башкирии. В Оренбургской области к ДГП приурочены Шалтинское, Исайкинское, Асекеевское, Терентьевское, Демское, Северо-Алябьевское месторождения нефти.
Все известные в регионе месторождения асфальтитов - Садкинское, Ивановское и Каировское - имеют жильный характер и связаны непосредственно с разломами.
Суммарное количество месторождений УВ, контролируемых разломами и приразломными структурами, составляют 70 % (134 месторождения из 189).
Для зон разломов характерно развитие различных тектонических структур и трещиноватости, а также различных вторичных процессов перераспределения минеральной массы: выщелачивания, цементации. Указанные явления создают благоприятные условия для формирования в приразломной зоне сложной гаммы ловушек для флюидов и вертикальной миграции последних. Флексуры и разломы в периоды региональных размывов препарируются эрозионно-седиментационными процессами. В результате в приразломной зоне возникают различные нетектонические ловушки. При унаследованном развитии в разрезе формируются вертикальные зоны с ловушками разного генезиса.
Рассмотренными особенностями приразломных зон, по-видимому, и объясняется четкая приуроченность месторождений УВ к тектоническим флексурам и разломам в осадочном чехле.
Таким образом, ФКМ и разломы - это тектонические структуры осадочного чехла, обеспечивающие формирование ловушек и усиленную вертикальную миграцию флюидов. Зоны ФКМ являются вертикальными трансстратиграфическими зонами нефтегазонакоп- ления. В подобных зонах формирование залежей нефти и газа определяется не столько региональными, сколько локальными литолого-стратиграфическими особенностями разреза (чаще вторичными покрышками, экранами и коллекторами), генетически связанными с межблоковыми подвижными зонами.
Поиски месторождений в зонах ФКМ следует ориентировать на всю толщу пород, включая кору выветривания фундамента древних платформ.
Тектонические флексуры альпийско- неотектонического заложения или активизации являются сквозными вертикальными зонами нефтегазонакопления и определяют высокие перспективы всей толщи осадочного чехла на территории шириной 5-7 км, примыкающей к флексурам.
В регионе выделено девять перспективных участков. Большинство из них связано с широкодиапазонными флексурами (см. рисунок, IV-XV), которые при получении более полных данных могут оказаться сквозными. К перечисленным флексурам примыкает около 100 локальных поднятий. Могут быть обнаружены и неантиклинальные ловушки.
Значительный интерес представляют протяженные дугообразные и субпараллельные флексуры в восточной части региона, установленные в девонском или каменноугольном структурном ярусе. На отдельных участках они являются широкодиапазонными и сквозными. Возможно, что при дальнейших исследованиях будет установлен широкодиапазонный или сквозной характер флексур по всему простиранию. В пользу такого предположения свидетельствует совпадение флексур с линеаментами, установленными по данным дешифрирования космических снимков.
Еще одним важным направлением поисково-разведочных работ в регионе являются ДГП, генетически связанные с разломами. Особенно четко эти структуры выделяются на территории Башкирии и Татарии. Некоторые из них прослежены и в Оренбуржье: Добринский, Шалтинский, Сергиевско-Демский в пределах Серноводско-Абдулинского авлакогена. Существуют достаточно веские основания предполагать, что перечисленные ДГП имеют продолжение и южнее Большекинельского глубинного разлома.
Шалтинский ДГП на Большекинельском валу установлен скв. 105, 107 Султангуловской площади; южнее вала - скв. 78 Южно-Султангуловской площади. С Шалтинским ДГП связаны Шалтинское, Асекеевское и Южно-Султангуловское месторождения нефти с залежами в пластах Б2, Д0, ДIII. Юго-юго-западное продолжение ДГП предполагается по данным дешифрирования космоснимков.
Существование крупного разлома сдвигового типа, к которому может быть приурочено продолжение Янышевско-Шкаповского ДГП, подтверждается левосторонним смещением Большекинельского и Бобровско-По- кровского валов амплитудой 10- 15 км.
Сергиевско-Демский ДГП южнее Большекинельского разлома на Малаховской площади связывается с разломом фундамента, проходящим между скв. 250 Малаховской и 403 Рашкинской. Здесь на восточном крыле разлома вскрыт кристаллический фундамент, на западном - венд-рифейские образования. При этом восточное крыло разлома гипсометрически опущено примерно на 70 м. Разлом, с которым связан ДГП, влияет на структуру осадочного чехла еще и тем, что ограничивает с востока некоторые из флексур.
Важным направлением поисково-разведочных работ следует считать Тепловско-Колганскую субширотную структурную зону на юге региона, простирающуюся на 270 км. По всему простиранию зона уверенно дешифрируется на космоснимках в виде единого линеамента. На юго-западе зоны выделяются сквозная флексура и часть Токаревского регионального разлома, в средней части - группа флексур и участок геомагнитной ступени, на северо-востоке - флексура в каменноугольном структурном ярусе. Таким образом, Тепловско-Колганская структурная зона несет следы альпийско- неотектонической активизации. С нею связаны Тепловское, Уральское газовые, Западно-Землянское, Землянское, Таращанское, Южно-Радовское, Сыртовское и Шуваловское нефтяные месторождения, приуроченные к нижнепермским, каменноугольным и девонским отложениям.
В зоне Тепловско-Колганского разлома необходимо проведение региональной сейсморазведки с целью изучения его геологического строения и выделения перспективных локальных участков для проведения поисково- разведочного бурения.
Поступила 31/111 1982 г.
Рисунок Схема размещения месторождений углеводородов в юго-восточной части Русской плиты.
Структурный диапазон флексур: 1 - сквозные. 2 - девонские, 3 - каменноугольные. 4 - пермские (совмещение знаков на одной флексуре означает суммарный диапазон ее проявления): 5 - линеаменты, по данным дешифрирования космофотоснимков; 6 - разломы, по геолого-геофизическим данным; 7 - грабены альпийского и неотектонического заложения; 8 - девонские грабенообразные прогибы (а - установленные, б - предполагаемые): А - Сокский, Б - Добринский, В - Сулинский, Г - Шалтинский, Д - Янышевско-Шкаповский, Е - Сергиевско-Демский, Ж - Тавтиманово-Уршакский, 3 - Кебячевско-Культюбинский; 9 - геомагнитные ступени; 10 - месторождения: а - нефтяные, б - нефтегазовые, в - газовые, г - асфальтитовые. Флексуры: I - Байтуганская, II - Туймазино-Бавлинская, III - Большекинельская, IV - Советская. V - Краснооктябрьская, VI - Казанская, VII - Пьяновско-Чапаевская, VIII - Тихоновская, IX - Кульчумская, X - Демская, XI - Бараковско-Александровская, XII - Соль-Илецкая. XIII - Самаркинская, XIV - Прибортовая, XV - Покровско-Пронькинская, XVI - Бараковская