К оглавлению

УДК 553.98.041 (470.47)

Зона сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского - резерв подготовки запасов УВ в европейской части СССР

И.Н. КАПУСТИН, Н.И. НЕМЦОВ, А.Н. КОНДРАТЬЕВ, Н.Г. ЧЕРНЕЦКАЯ (ВНИГНИ), А.Я. БРОДСКИЙ, М.Е. ЛЕВИТОН, С.И. ФИЛИН (ЦГЭ), В.Э. БЕМБЕЕВ, В.П. КЛИМАШИН (Нижневолжскгеология), Б.П. ШАЛИМОВ (НВ НИИГ)

На рассматриваемой территории, известной в практике поисково-разведочных работ как Каракульско-Смушковская покровно-надвиговая зона, палеозойские отложения вскрыты единичными скважинами до верхнего девона, причем в основном в восточной части - на Краснохудукской и Смушковской площадях (рисунок). Материалы сейсморазведки КМПВ, MOB и МОГТ в комплексе с результатами бурения с различной степенью достоверности позволили выделить в палеозойском разрезе серию карбонатных, карбонатно-терригенных и терригенных литолого-стратиграфических комплексов и судить об их структуре.

В палеозойских отложениях покровно-надвиговой зоны выделены три дисгармоничных тектонических комплекса: автохтонный, аллохтонный и неоавтохтонный.

Первый сложен преимущественно карбонатной домосковской толщей, которая в нижней части (турнейский ярус) представлена известняками серыми, органогенно-обломочными, биоморфно-детритовыми, изобилующими рифовыми органическими остатками. В известняках встречаются маломощные прослои плотных глинистых битуминозных разностей, свидетельствующих, по-видимому, о том, что скв. 1 Краснохудукская и скв. 2, 3 Смушковские вскрыли не сам рифовый массив, а образования предрифового шлейфа. Средняя часть (визейский и серпуховский ярусы) карбонатной толщи состоит из известняков серых, водорослевых и органогенных, тонкослоистых. В тульском и бобриковском горизонтах зафиксированы битуминозно-кремнистые и песчано-глинистые образования мощностью до 100 м. Верхняя часть (нижнебашкирский подъярус) толщи сложена известняками органогенно-обломочными, водорослевыми, в которых встречаются прослои радиоляритов и глинисто-кремнистых пород.

Мощность турнейско-башкирской карбонатной толщи достигает 2000 м. Пластовые скорости составляют 5,8- 6,1 км/с (местами они резко уменьшаются до 5,5 км/с), а на уровне бобриковского и тульского горизонтов - 4,5-5 км/с.

В разрезе установлены коллекторы порово-трещинного и трещинно-каверново-порового типов. Более высокоемкие коллекторы выявлены в серпуховском (пористость 9-15 %) и визейском (до 12 %) ярусах, где они представлены рифогенными и строматоли-товыми известняками, в нижнебашкирском подъярусе и турнейском ярусе они менее емкие, соответственно пористость равна 6 и 8 %, а проницаемость карбонатных пород в среднем составляет 0,01 мкм².

Региональной покрышки для рассматриваемой карбонатной толщи не обнаружено. Зональными флюидоупорами могут служить глинистые породы верхнебашкирского подъяруса, прослои глинистых и уплотненных известняков карбона, а также (по аналогии с другими зонами надвигов) сами поверхности надвигов.

В скв.1 Краснохудукской в интервале 4850-5014 м (забой) вскрыты глины и глинистые известняки, условно отнесенные к верхней части фаменского яруса. Предполагается, что эти породы могут служить покрышкой для нижележащего верхнедевонского карбонатного комплекса.

Автохтонный комплекс практически не дислоцирован (углы наклона пород до 5-10°), Анализ результатов бурения и сейсморазведки позволяет выделять в нем многочисленные системы органогенных построек, которым в современном структурном плане отвечают зоны поднятий (см. рисунок). Наличие на Краснохудукской (скв. 1) и Смушковской (скв. 2, 3, 5) площадях образований предрифового шлейфа, а также специфических волновых картин, поданным МОГТ характерных для рифов, и относительно пониженных (до 5,5 км/с) пластовых скоростей в этих зонах позволяет прогнозировать присутствие рифовых массивов в турнейско-нижнебашкирских отложениях к северу от указанных скважин. Они образуют Краснохудукскую и Смушков-скую зоны поднятий, размеры которых составляют соответственно 45X8 и 40X8 км при амплитуде до 1600 м. Подобные органогенные постройки могут быть развиты и на других площадях. На южном склоне Астраханского свода выделяется Южно-Астраханская зона поднятий; в пределах которой по аномальным участкам волнового поля прогнозируется развитие рифовых построек девонско-каменноугольного возраста на Вартыновской, Красносельской, Геологической, Уланской и других площадях.

По данным бурения, карбонатные отложения в зоне сочленения залегают на 300-500 м выше, чем в центральной части Астраханского свода, что, по-видимому, обусловлено положительными тектоническими подвижками этой зоны в предъюрское время. В западном направлении карбонатная толща постепенно погружается (на Чапчаевской площади на глубины более 4 км).

В северной части покровно-надвиговой зоны данные бурения и сейсморазведки позволяют прогнозировать на северных склонах Чкаловского и Каракульско-Беркультинского валов полосу развития органогенных построек ассельского возраста. Скв. 1 Чкаловская (интервал 4625-4800 м) , скв. 4 Высоковская (4140-4180 м) и другие вскрыли известняки светлосерые, органогенно-обломочные, строматолитово-водорослевые, коралловые, местами слоисто-сгустковые. Они содержат большое количество обломков кораллов, мшанок и фораминифер. Среди известняков встречаются прослои радиоляритов, а в скв. 1 Чкаловская - маломощные (1 -1,5 м) прослои ангидритов.

Мощность карбонатных отложений ассельского яруса достигает 200 м, в них развиты коллекторы порово-каверновые и трещинные с пористостью 7-18 % и проницаемостью 0,001 мкм² и выше. Покрышкой могут служить глинистые породы нижней перми. Зона распространения ассельских карбонатных отложений, формирующих органогенные постройки, предполагается лишь в узкой полосе (3-5 км) в северной части зоны сочленения.

В нижне-среднекаменноугольных, верхнедевонских и ассельских карбонатных породах на Высоковской и Степновской площадях по данным электроразведки ЗСБ (Н.А. Ульянцев и др., 1986 г.) фиксируются зоны с пониженными и повышенными значениями электропроводности. Первые связаны, по-видимому, с участками, где развиты карбонатные породы с улучшенными ФЕС и, в частности с рифовыми массивами. Подобное явление установлено и в других районах Прикаспийской впадины (Астраханский свод и др.).

Аллохтонный тектонический комплекс сложен в различной степени дислоцированными, преимущественно терригенными породами среднего карбона-нижней перми. В верхнебашкирском подъярусе и московском ярусе отмечается чередование аргиллитов серых тонкослоистых, мелкозернистых песчаников и известняков. Максимальная мощность (1272 м) пород установлена в центре покровно-надвиговой зоны (скв. 3 Смушковская), к югу и северу она уменьшается до 250-350 м. В московском ярусе коллекторы приурочены к песчаникам верейского горизонта (пористость 7-10 %, проницаемость 0,01 мкм², покрышка - перекрывающие их аргиллиты) и известнякам черемшанского горизонта (пористость - до 6,5 %, проницаемость - до 0,01 мкм², покрышка - перекрывающие их глины, аргиллиты и алевролиты).

Верхнекаменноугольные отложения состоят из тонкослоистых глин и аргиллитов, в которых встречаются мелкозернистые алевролиты и песчаники. Мощность пород до 650 м. Коллекторские горизонты в них практически отсутствуют.

В нижней перми (ассельский, сакмарский и артинский ярусы) отмечается сложное чередование в разрезе и по латерали глин, аргиллитов, алевролитов, песчаников, конгломератов. Мощность их более 2500 м. В ассельском ярусе, как уже отмечалось, известны органогенные известняки. Коллекторы терригенной толщи порово-трещинного и трещинного типов, пористость их составляет 6,5-15,4 % проницаемость - до 0,4 мкм². Покрышкой могут служить перекрывающие глины. Кунгурский ярус сложен ангидритами и гипсами с прослоями карбонатных и терригенных пород, а также каменной соли (галита). Мощность отложений, распространенных лишь в северной части покровно-надвиговой зоны, достигает 766 м (скв. 4 Высоковская). По литологическим особенностям они не могут служить надежной покрышкой для залежей УВ. Коллекторские горизонты в них, вероятно, связаны с известняками и песчаниками, пористость которых достигает 10 %, а проницаемость 0,01 мкм². Существенно повышается проницаемость пород в зонах трещиноватости. Так, в скв. 5 Каракульской трещинная пористость ангидритов достигает 0,222 мкм².

В аллохтонном тектоническом комплексе выделено несколько систем пластин, надвинутых одна на другую и различающихся степенью дислоцированности пород. Границы между ними фиксируются в первую очередь по повторению в разрезе одновозрастных образований (скв. 2-4 Сухотинские, 1 Чкаловская, 1 и 4 Высоковские и др.), а также по смене углов наклона пород, наличию зон дробления, зеркал скольжения и пр.

Неоавтохтонный комплекс сложен практически недислоцированными терригенными породами средней юры - кайнозоя, залегающими на палеозойских образованиях со стратиграфическим и угловым несогласиями.

Таким образом, рассматриваемая территория представляет собой сложную покровно-надвиговую зону, сформировавшуюся в результате горизонтальных перемещений по системе шарьяжей преимущественно пород среднего карбона - нижней перми. Надвигообразование осуществлялось, по-видимому, в несколько этапов в позднепермское и триасовое время. Перспективы нефтегазоносности здесь связываются в первую очередь с поднадвиговыми карбонатными отложениями верхнего девона - среднего карбона и нижней перми. Именно из них были получены притоки газа (таблица).

Некоторые геологи из-за преимущественно углекислого состава газа в поднадвиговых карбонатных породах считают это направление малоперспективным. Однако приведенные данные указывают на закономерное увеличение с глубиной в газе содержания УВ и уменьшение СО₂. Это может свидетельствовать о наличии залежей УВ. Примеры большого содержания СО₂ над нефтяными и газовыми залежами по многим нефтегазоносным бассейнам мира многочисленны (В.А. Соколов, 1971 г.). Характерно, что максимальные концентрации СО₂ приурочены к зоне надвига (скв. 1 Краснохудукская, глубины 3324-3370 м). Это позволяет предполагать его глубинное происхождение.

Еще более возрастает концентрация УВ-компонентов в северном направлении (скв. 3 Смушковская, глубина3571 м). Геохимические особенности карбонатных пород нижнего и среднего карбона (содержание С_орг 0,17-2 %, хлороформенного битумоида 0,025-0,05 %, тип ОВ - сапропелевый) позволяют относить их по аналогии с Астраханским сводом к нефтегазопроизводящим. В пределах последнего, имеющего сходный характер строения с зоной сочленения, количество С_орг до 0,7 %, тип ОВ - преимущественно сапропелевый, а генерационный потенциал карбонатных пород оценивается, по данным М.К. Калинко и др. (1983 г.), достаточно высоко.

Восстановить максимальные палеотемпературы для турнейско-нижнебашкирского карбонатного резервуара не представляется возможным. Но, по-видимому, эти породы не испытывали дополнительного воздействия столь высоких температур, как надвинутые на них дислоцированные образования аллохтона. Можно предполагать, что неблагоприятное для сохранности УВ (в первую очередь жидких) влияние высоких палеотемператур сказалось лишь в верхней части автохтонного комплекса, поблизости от плоскости надвига. Особенно значительным оно было на юге зоны сочленения, на севере же - существовали более благоприятные условия для образования и консервации скоплений УВ, причем не только газообразных, но и жидких. Об улучшении условий сохранности скоплений УВ с глубиной свидетельствует увеличение коэффициента аномалийности пластовых давлений (до 1,5 на глубине 4200 м). В поднадвиговых карбонатных отложениях северной части зоны сочленения, характеризующейся менее жестким палеогеотермическим режимом, можно прогнозировать развитие газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, в южной части - в основном газоконденсатных.

В терригенных и карбонатных породах карбона и нижней перми промышленных скоплений УВ не выявлено. Из них получены лишь незначительные притоки нефти и газа. Это объясняется крайне ограниченным развитием коллекторов с низкими ФЕС, интенсивной дислоцированностью пород, наличием многочисленных зон дробления, а также отсутствием покрышек. Эти породы, накапливавшиеся, по-видимому, в глубокопогруженной зоне, и впоследствии надвинутые на карбонатные породы автохтона, претерпели воздействие высоких (более 200 °С) палеотемператур, о чем свидетельствуют проведенные П.А. Карповым исследования показателя отражения витринита (R°-1,5 и более). В этих породах возможно выявление залежей УВ пластового сводового типа, связанных с песчаниками и известняками верейского и черемшанского горизонтов.

Поиск ассельских рифовых ловушек будет, по-видимому, малоэффективен вследствие значительных (4-5 км) глубин их залегания и сравнительно небольших размеров, а также методических трудностей выявления и подготовки к бурению.

Исходя из вышеизложенного и учитывая выполненную нами оценку прогнозных ресурсов УВ, приоритетным направлением поисково-разведочных работ на нефть и газ в зоне сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского являются палеозойские карбонатные отложения автохтонного тектонического комплекса. Первоочередные задачи геологоразведочных работ здесь - прослеживание границ распространения палеозойских карбонатных образований и поиски в них зон развития высокоемких коллекторов, связанных в первую очередь с рифогенными ловушками.

Структуры в карбонатных породах автохтонного тектонического комплекса погребены и не находят отражения в строении поверхностных и неглубокозалегающих горизонтов. Качество их картирования современными сейсмическими методами недостаточно высокое. Как показывает отечественный и зарубежный опыт (Е.В. Кучерук и др., 1982 г.), при поисках ловушек в сложно построенных надвиговых зонах целесообразно осуществлять комплексирование сейсморазведки МОГТ, электроразведки ЗСБ и высокоточной гравиметрии с глубоким бурением.

С этой целью для отработки методических приемов выявления поднадвиговых рифовых ловушек УВ необходимо создать в районе Краснохудукской и Смушковской площадей специальный полигон с проведением на нем вышеуказанного комплекса геолого-геофизических исследований.

Для уточнения границ распространения и оценки нефтегазоносности автохтонного карбонатного комплекса, а также обнаружения в нем залежей УВ рекомендуется провести следующие работы:

1) бурение параметрических скважин глубиной 6 км с предполагаемым вскрытием карбонатных пород верхнего девона на Восточно-Краснохудукской, Западно-Краснохудукской, Чапчаевской, Николаевской, Восточно-Ашунской и Южно-Аршань-Зельменской площадях. Задача их - оценка нефтегазоносности как нижне-среднекаменноугольного, так и верхнедевонского карбонатных комплексов, разделенных глинистой покрышкой, вскрытой на Краснохудукской и Смушковской площадях;

2) региональные профили МОГТ проложить вдоль северной, центральной и южной частей зоны сочленения с целью увязки между собой многочисленных поперечных профилей и детализации границ распространения карбонатных пород;

3) поисковые сейсмические исследования сосредоточить в Чапчаевской зоне поднятий с целью выявления новых объектов в палеозойских карбонатных отложениях для постановки бурения. Провести площадную сейсморазведку на обнаруженных структурах для подготовки их к глубокому бурению, а также дополнительные детальные работы (сейсморазведка, электроразведка ЗСБ и высокоточная гравика) на ранее подготовленных и уже введенных в бурение структурах с целью оптимизации поискового бурения.

Таким образом, имеющиеся к настоящему времени и приведенные выше критерии нефтегазоносности (литолого-фациальные, коллекторы и покрышки, нефтегазопроявления, геохимические, палеогеотермические и т. д.) в комплексе с выполненной количественной прогнозной оценкой УВ позволяют рассматривать зону сочленения Прикаспийской впадины и кряжа Карпинского как нефтегазоперспективный регион, который может служить резервом подготовки запасов УВ на юге европейской части СССР.

Таблица Состав пластовых газов

Площадь, скважина	Глубины опробования, м	Возраст	Состав газа, %
			СН4	C2H5	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	C5+высш.	N2	H2S	CO2
Чкаловская, 1	4625		83,00	4,90	2,13	0,25	0,46	0,31	8,24	_	0,62
Смушковская, 3	2990-3016		82,09	5,66	0,25	0,05	0,00	-	7,69	-	4,2
Смушковская, 3	3571		29,43	13,96	2,60	-	0,02	0,8	4,85	14,36	27,37
Краснохудукская, 1	3324-3370		2,18	0,10	0,01	0,11	0,02	0,05	6,07	-	97,45
Краснохудукская, 1	4151-4168		-	-	-	-	-	2,63	-	-	68,15
Краснохудукская, 1	4178		13,85	21,50					2,29		62,38

Рисунок Схема перспектив нефтегазоносиости и направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в Донбасско-Астраханском поясе надвигов.

Границы: а-Прикаспийской НГП, б - зоны развития мелководных карбонатных отложений, в - покровно-складчатых структур, г - области соленосных отложений; д - изогипсы по поверхности подсолевых отложений, км; локальные поднятия: е - выявленные по горизонту 1П (поверхность каменноугольных карбонатных отложений), ж - по отражающему горизонту П₁¹ (нижнепермские терригенные породы), з - подготовленные к бурению, и- находящиеся в бурении, к - выведенные из бурения, л - рекомендуемые к бурению; параметрические скважины: м - пробуренные и находящиеся в бурении, н-рекомендуемые (проектный горизонт-D₃, проектная глубина - 5500-6500 м; о - поисковые скважины, пробуренные и находящиеся в бурении; п - рекомендуемые региональные сейсмические профили МОГТ; р- площади, рекомендуемые к постановке детальных геофизических исследований; с - контур газоносности Астраханского газоконденсатного месторождения; локальные поднятия: 1 - Южно-Аршань-Зельменское, 2 - Чкаловское, 3 - Чапчаевское, 4- Уланское, 5 - Вартыновское, 6 - Геологическое, 7 - Красносельское, 8 - Смушковское, 9 - Западно-Краснохудукское; 10 - Краснохудукское; 11 - Восточно-Ашунское; 12 - Сухотинское; 13 - Высоковское