К оглавлению журнала

 

ВОЗРАСТ СТРУКТУР И ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Н.В. Неволин (ВНИИгеофизика)

Известно, что в нефтегазоносных провинциях наряду с продуктивными нефтегазоносными структурами существуют и непродуктивные, установлено также отсутствие промышленных залежей нефти и газа на территориях с благоприятными геологическими и геохимическими условиями для образования и аккумуляции УВ, например в некоторых районах Русской платформы. Долгое время этот феномен не находил аргументированного объяснения. Лишь в 50-х гг. было установлено, что между возрастом структур и их нефтегазоносностью существует генетическая связь, т.е. первичные залежи УВ образуются только в тех структурах, формирование которых происходило одновременно с осадконакоплением. Существование этой закономерности подтверждено для юго-востока Рязано-Саратовского прогиба (Машкович К.А., 1961), Прикаспийской впадины (Неволин Н.В., 1948), Тимано-Печорской провинции (Вассерман Б.Я. и др., 1964), Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (Рудкевич М.Я., 1971), Днепровско-Донецкой впадины (Витенко В.А. и др., 1980) и других нефтегазоносных бассейнов б. СССР. Однако, по мнению К.Б. Аширова (I960), Ю.А. Притулы (1957), Н.А. Кудрявцева (1957), В.Б. Порфирьева (1960) и других исследователей, этой закономерности не существует.

Ниже на основе анализа большого фактического материала (Хохлов П.С., 1955; Наливкин В.Д. и др., 1956; Ковалевский Ю.С., 1956; Козленко С.П., 1957; Розанов Л.Н.1959; Алиев И.М. и др., 1983; Неволин Н.В., 1986; Кузменко Ю.Т. и др., 1991; Резников А.Н., 1994; [3-5]) на примере Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и центральных районов Русской платформы доказывается существование генетической связи между возрастом структур и их нефтегазоносностью.

В этих районах, как показывает палеотектонический анализ, развиты два класса структур, существенно разных по времени формирования и нефтегазоносности: конседиментационные, формировавшиеся синхронно с осадконакоплением, и неконседиментационные (инверсионные), возникшие в конце или после седиментационного процесса. К тектоническим структурам 1-го класса относятся Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Пугачевский своды, Верхнекамская впадина, Рязано-Саратовский прогиб, Предуральский краевой прогиб и некоторые другие менее крупные тектонические элементы.

Локальные структуры этих тектонических элементов формировались разновременно, но синхронно с осадконакоплением и наиболее интенсивно в фазы повышенной тектонической активности, что подтверждается следующими данными.

В пределах Татарского свода (Альметевская и Белебеевская вершины) одни локальные структуры формировались в живетское и живет-раннефранское время, а другие непрерывно-прерывисто развивались с начала среднедевонской эпохи и до конца московского века включительно. Несколько в другое время возникли структуры Пермско-Башкирского свода: одни – в конце живетского века (в муллинское время), а другие – только в турнейский век, дальнейшее их развитие происходило в башкирско-московское время. В Верхнекамской впадине наиболее активный рост структур происходил в турнейское, малиновско-яснополянское и башкирско-московское время.

Структуры Жигулевско-Пугачевского свода также имеют разное время заложения и развития: структуры Оренбургского купола возникли в раннефранское время и продолжали развиваться в малиновское и башкирско-московское время; структуры Пилюгинского купола, так же как и Узюковского, начали формироваться в раннефранское время, но активно росли только в раннепермское (кунгурское) и позднепермское время.

В разное время возникали и формировались структуры юго-восточной части Рязано-Саратовской зоны дислокаций (Саратовско-Волгоградского Поволжья): одни из них заложились и активно развивались в живет-раннефранское и башкирское время, другие формировались в течение турнейского и малиновско-яснополянского времени и третьи возникли в яснополянское время и активно росли до позднего карбона.

В Предуральском краевом прогибе нефтегазоносны почти все структуры, сформировавшиеся одновременно с его развитием. Нефтегазоносные структуры, образовавшиеся в допермское время, относятся к восточной окраине Русской платформы и возникли они до образования краевого прогиба, что подтверждает связь между возрастом структур и их нефтегазоносностью.

В пределах всех рассмотренных тектонических элементов этапам активного развития структур соответствует образование регионально-нефтегазоносных комплексов: живет-нижнефранского, турнейского, малиновско-яснополянского, башкирско-московского и пермского (таблица), характеризующихся фациальным непостоянством осадков, значительными колебаниями мощности, перерывами в осадконакоплении и несогласиями в залегании пластов.

Малоперспективными (не содержащими промышленных залежей УВ) являются верхнефран-фаменский, окско-серпуховский и верхнекаменноугольный комплексы, отличающиеся постоянством вещественного состава пород, незначительным колебанием их мощности, редкими и небольшими перерывами в осадконакоплении. По времени своего накопления они соответствуют фазам пониженной тектонической активности, что подтверждается небольшим содержанием в окско-серпуховском надгоризонте исходной органики и ее слабой катагенетической превращенностью [2].

Структуры 1-го класса в свою очередь достаточно отчетливо разделяются на два типа: конседиментационные полного цикла унаследованного развития и полного цикла накопления УВ и конседиментационные неполного цикла развития и неполного цикла накопления УВ. Первые из них развивались непрерывно-прерывисто – от начала до конца седиментационного процесса и содержат все вышеперечисленные нефтегазоносные комплексы. Этот тип структур характеризуется согласованностью структурных планов на всех стратиграфических уровнях (Неволин Н.В., 1986). Структуры второго типа сформировались в результате восходящих и нисходящих тектонических движений, происходивших в разные отрезки геологического времени, что обусловило образование в одних частях геологического разреза положительных форм структур, а в других – отрицательных (Неволин Н.В., 1986). Соответственно нефтегазоносны те комплексы, которые формировались во время восходящих движений. Этот тип структур имеет широкое распространение. Однако вследствие сложного геологического строения их изучение представляет большие трудности.

К тектоническим элементам 2-го класса относятся: северная вершина Татарского свода, Камский свод, Вятская зона поднятий, Керенско-Чембарская, Рыбинско-Сухонская, Сурско-Мокшинская зоны поднятий, Токмовский свод и некоторые другие. Все они имеют сходную историю геологического развития. В начале девонского периода (в живет-раннефранское время) на их месте существовали прогибы, позже, вплоть до пермского периода (за исключением Токмовского свода), происходили слабые тектонические движения разного знака, сформировавшие малоамплитудные (малоемкие) ловушки. Интенсивный их рост произошел только в пермско-мезокайнозойское время, т.е. в конце седиментационного процесса. В связи с этим нижние горизонты их осадочного чехла во многих случаях имеют форму прогиба, а верхние – форму поднятия. При этом крутизна поднятий возрастает снизу вверх, образуя форму конуса (Неволин Н.В., 1986). Структуры 2-го класса наиболее широко развиты в авлакогенах, где они обычно располагаются над дорифейскими грабен-прогибами.

Поисково-разведочные работы на структурах 2-го класса оказались безрезультатными (без выявления промышленных залежей УВ), хотя геологические условия были благоприятны для образования и аккумуляции УВ. Эту парадоксальную закономерность можно объяснить только поздним и в основном одноэтапным формированием структур, что оказалось недостаточным для генерации УВ. Вместе с тем надо иметь в виду, что местами пермские и мезо-кайнозойские отложения, накапливавшиеся одновременно с формированием структур, вначале, возможно, содержали промышленные залежи УВ, но позже они были разрушены эрозионными процессами. Это предположение косвенно подтверждается широким развитием окисленной нефти и твердых битумов на востоке и северо-востоке Русской платформы.

В заключение отметим, что иногда в закономерной связи между возрастом структур и их нефтегазоносностью наблюдаются отклонения, что обусловлено разными геологическими факторами: отсутствием в разрезе отдельных нефтегазоносных комплексов вследствие их размыва (например, малиновско-яснополянского), отсутствием пород-коллекторов или флюидальных покрышек и т.д. Но наиболее частые отклонения, по-видимому, связаны с переформированием первичных залежей УВ – перетоком флюидов по разломам из нижних горизонтов в верхние. Например, вторичные залежи УВ во многих случаях включают окско-серпуховский комплекс, где тяжелая нефть приурочена к кавернозным и трещиноватым известнякам. Но эти отклонения не снижают ведущей роли возрастного фактора при прогнозе нефтегазоносности структур. Важно наиболее достоверно определить возраст структур. По этому вопросу существуют разные мнения (Резников А.Н., 1994; [1, 5]), однако нам представляется, что наиболее корректно, а также и дешевле это можно сделать при помощи метода мощностей, используя главным образом данные сейсморазведки.

Выводы

  1. Генетическая связь между возрастом структур и их нефтегазоносностью – закономерность глобального значения, свойственная всем нефтегазоносным бассейнам.
  2. Возрастной критерий структур является ведущим при оценке перспектив их нефтегазоносности.
  3. В пределах нефтегазоносных районов Русской платформы развиты конседиментационные структуры, перспективные для поисков нефтегазовых месторождений, и неконседиментационные – малоперспективные.
  4. Сейсмические работы, одной из главных задач которых является установление возраста структур, желательно проводить до разведочного бурения, что позволит сократить его объем и повысить экономическую эффективность поисково-разведочного процесса в целом.
  5. Одна из главных задач научных исследований – детальное изучение генетической связи между возрастом структур и их нефтегазоносностью и разработка наиболее достоверных методов по определению возраста структур, в том числе с помощью сейсморазведки.

Литература

  1. Витенко В.Я., Кабышев Б.П., Шпак П.Ф. Связь нефтегазоносности структур со временем их формирования// Генерация и миграция нефти. – М.,1989. - С. 110-118.
  2. Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы // С.П. Максимов, Г.Х. Дикенштейн, А.Н. Золотов и др. - М.: Недра, 1990.
  3. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции /С.П. Максимов, В.А. Киров, В.А. Клубов и др. - М.: Недра, 1970.
  4. Основные черты тектоники Волго-Уральской нефтегазоносной области / Н.Н. Грязнов, А.И. Клещев, В.А. Клубов, и др. – М.: Недра, 1967.
  5. Рудкевич М.Я. Палеотектонический контроль нефтегазоносности на примере Западно-Сибирской провинции // Геология нефти и газа. – 1973. –№ 12. - С. 45-52.

Abstract

The article presents evidences for the existence of a genetic relationship between the age of structures and their oil and gas potential in Volga-Urals oil and gas province and Central areas of Russian platform. Such regularity is typical of all the oil and gas basins.

Two classes of structures are distinguished in Volga-Urals oil and gas province: sedimentation – high promising and nonconsedimentation – low promising.

Таблица

Стратиграфическое распределение залежей нефти и газа

Система

Отдел

Ярус, надгоризоит

Татарский свод

Пермско-Башкирский свод

Жигулевско-Пугачевский свод

Верхнекамская впадина

Рязано-Саратовский прогиб (юго-восточная часть)

Предуральский краевой прогиб

Северная вершина Татарского свода

Камский свод

Вятская тектоническая зона

Керенско-Чембарская тектоническая зона

Рыбинско-Сухонская тектоническая зона

Сурско-Мокшинская тектоническая зона

Пермская

Верхний

Татарский

-

-

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Казанский

-

-

+

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Уфимский

-

-

+

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Нижний

Кунгурский

-

-

+

-

+

+

-

-

.-

-

-

-

Артинский

-

-

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Сакмарский

-

-

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Ассельский

-

-

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Каменноугольная

Верхний

Оренбургский

-

+

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Гжельский

-

+

-

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Средний

Московский

+

+

+

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Башкирский

+

+

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

Нижний

Окско-Серпуховский

-

-

-

+

-

-

-

-

-

-

-

-

Яснополянский

+

+

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

Малиновский

-

-

-

+

-

+

-

-

-

-

-

-

Чернышевский

+

+

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

Лахвинский

+

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

-

Девонская

Верхний

Фаменский

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Верхнефранский

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Нижнефранский

+

+

+

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Средний

Живетский

+

+

+

-

+

+

-

-

-

-

-

-

Эйфельский

+

-

-

-

-

+

-

-

-

-

-

-

Примечание. "–" – стратиграфические комплексы, не содержащие промышленные залежи нефти и газа; "+" – стратиграфические комплексы, содержащие залежи нефти и газа.