ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЙ КРУПНЫХ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В РОССИЙСКОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Ю.А. Иванов (ВНИГНИ)
Подсолевой комплекс, где возможно открытие крупных скоплений УВ в Прикаспийской впадине, характеризуется низкой буровой (несколько десятков скважин) и сейсмической изученностью, что объясняется большой глубиной его залегания (от 3,5 км у подножия бортового уступа до 11 км в центральных районах впадины) и наличием мощной соленосной толщи, осложненной интенсивным галокинезом. Исключение представляет лишь Астраханское газоконденсатное месторождение, где более 50 скважин вскрыли карбон, а также пробурено и бурятся несколько глубоких (6-7 км) скважин на девон.
В казахстанской части Прикаспийской впадины известны крупнейшие и уникальные нефтегазоконденсатные месторождения: Карачаганакское, Жанажольское, Тенгизское, Кашаганское. В российской части впадины, кроме Астраханского газоконденсатного месторождения, промышленных месторождений не выявлено, хотя и установлены нефтегазопроявления. Возможно ли открытие в западной, северо-западной и северной российских частях бортовой зоны впадины крупных месторождений УВ?
Источники УВ
В подсолевых отложениях Прикаспийской впадины захоронен гигантский объем осадочных пород преимущественно морского генезиса, обогащениях органикой.
По геофизическим данным в центральной части Прикаспийской впадины эти отложения имеют мощность до 10-13 км и залегают на глубине 9-23 км на базальтовом основании с повышенным тепловым потоком.
В бортовых зонах Прикаспийской впадины установлено широкое развитие относительно глубоководной кремнисто-карбонатно-глинистой формации позднедевон-артинского возраста. Подобные формации в большинстве регионов мира имеют весьма высокое содержание рассеянного ОВ (до 16 %) и отличаются генерированием значительного количества преимущественно жидких УВ.
Особенности миграции УВ определялись наличием замкнутой элизионной гидродинамической системы, существованием крутых региональных наклонов, развитием зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД), возрастающих к центру впадины, тектонической нарушенностью подсолевого комплекса, расположением ниже региональной соленосной покрышки зональных и локальных экранов. Эти факторы способствовали распространению процессов латеральной и вертикальной (“ступенчатой”) миграции УВ.
Гигантские объемы высокотемпературных газов из центральной части Прикаспийской впадины попадали в ее бортовые зоны, где фациальный состав пород, температурные условия главной зоны нефтеобразования (ГЗН) и зоны АВПД способствовали генерации преимущественно жидких УВ. Мощный газовый поток растворял жидкие УВ, способствовал их миграции и формированию в периферийных частях впадины нефтегазоконденсатных скоплений, иногда путем переформирования ранее образовавшихся нефтяных палеозалежей. Очевидно, что миграционные потоки УВ равномерно распространялись в бортовых зонах впадины, при этом максимальные интенсивность движения и количество флюидов могли перемещаться к западной и северной бортовым зонам в связи с их наибольшей крутизной (до 5°). Поэтому отсутствие открытий значительных скоплений УВ в западной и северной бортовых частях впадины - аномальное явление, объясняемое своеобразием геологического строения этой территории.
Геологическое строение и нефтегазоносность
В российской части бортовой зоны Прикаспийской впадины можно выделить три различных по геологическому строению нефтегазоперспективных участка.
1. Первый участок охватывает большую часть западного борта и северо-западный борт. Здесь распространена мощная (1,0-2,5 км) терригенная верхнебашкирско- московская формация, которая с крупным стратиграфическим несогласием перекрывается относительно маломощной (50-150 м) кремнисто-карбонатно-глинистой нижнепермской докунгурской толщей и на глубине 6-7 км подстилается глубоководными и маломощными нижнекаменноугольными и верхнедевонскими отложениями.
Среднекаменноугольный терригенный комплекс прослеживается в платформенном обрамлении Прикаспийской впадины (Нижневолжская нефтегазоносная область (НГО) и Прикаспийской впадине (Западно-Прикаспийская НГО) (рис. 1). В пределах платформенного обрамления комплекс представлен в основном мелекесским и верейским горизонтами. На северо-западе Волгоградской и Саратовской областей (район Воронежской антеклизы) терригенный комплекс полностью выклинивается, на юго-востоке к бортовому уступу Прикаспийской впадины его мощность увеличивается до 250-400 м. Комплекс представлен песчано-глинистой толщей, причем глинистость разрезов возрастает одновременно с увеличением мощности комплекса: на северо-западе соотношение песчаных и глинистых разностей приблизительно 50:50, затем 30:70, в зоне бортового уступа глинистость еще более возрастает. Наибольший объем обломочного материала, вероятно, поставлялся через Пачелмский прогиб, где располагался основной водоток, а также через многочисленные протоки. В период накопления комплекса в обрамлении впадины были развиты аллювиальные равнины, временами заливаемые мелким морем.
В Прикаспийской впадине мощность, состав и стратиграфический объем комплекса существенно изменяются. Мощность восточнее бортового уступа возрастает в несколько раз. Так, в скв. 262 Лободинская, в зоне бортового уступа, мощность комплекса 300 м, в 5 км восточнее, в скв. 263 Лободинская, только вскрытая мощность - 1045 м (рис.2). К северо-востоку, в скв. 2 Упрямовская, вскрытая мощность комплекса 1404 м. Полная мощность комплекса в волгоградской части Прикаспийской впадины не вскрыта. По геофизическим данным можно ожидать мощность комплекса до 2500 м (см. рис. 1).
По спорово-пыльцевым данным стратиграфический объем комплекса также увеличивается. Этот факт подтверждается скв. 263 Лободинская в Волгоградской области и скв. 1 Черная Падина в Саратовской области, где в верхах терригенной толщи выделены каширские и подольские спорово-пыльцевые спектры. Литологически комплекс во впадине представлен темно-серыми и черными аргиллитами с прослоями серых алевролитов и песчаников с включениями сидеритов и обуглившихся растительных остатков.
Прикаспийская впадина на девон-артинском этапе развития представляла собой глубоководную морскую котловину глубиной до 1000 м и более [5]. На это указывают резкое увеличение мощности комплекса, а также данные бурения скв. 1 Черная Падина, где в основании 1000-м среднекаменноугольной терригенной толщи (интервал 4570-5580 м) залегают палеонтологически охарактеризованные депрессионные нижнебашкирские, нижнекаменноугольные, фаменские и верхне-среднефранские терригенные и кремнисто-карбонатные отложения (интервал 5580-5910 м - забой).
В мелководном морском бассейне осадки аллювиальных равнин, постепенно переходя в мелкую часть моря (авандельта), находятся под воздействием гидродинамики речной долины и ее протоков. При привносе терригенных осадков в глубоководный морской бассейн гидродинамическое воздействие на осадки принципиально иное. Для Прикаспийского, как и для других подобных бассейнов, существует понятие “роза ветров”. Последняя определяет направление суммарного вектора силы ветра, формирующего подводное морское течение, обычно параллельное придонной части бортового уступа. Характер распространения пород терригенного комплекса указывает на то, что движение донных течений в Прикаспийской впадине было направлено против часовой стрелки: терригенная толща в Саратовской области мощностью до 1000 м к востоку резко сокращается и к Уральской области Казахстана полностью выклинивается. К югу, в сторону Волгоградской области, мощность терригенной толщи по данным бурения и сейсморазведки возрастает до 1,5-2,5 км (см. рис. 1, 2).
По данным бурения в Прикаспийской впадине комплекс имеет преимущественно аргиллитовый состав. Учитывая высокое содержание песчаных пород в обрамлении впадины (от трети до половины разреза), закономерно поставить вопрос: каким образом эта толща в Прикаспийской впадине почти нацело лишилась песчаного материала и представлена в основном аргиллитами? Очевидно, что песчаный материал привносился в Прикаспийскую впадину, но в силу своеобразия глубоководности бассейна его распределение отличалось от такового в условиях мелководного морского бассейна. Глубоководные морские пески переносились волокущими морскими течениями [5]. Ориентировка баров и песчаных тел в этом случае будет перпендикулярна направлению дельтовых потоков.
Где же искать песчаные бары и линзы в мощной преимущественно глинистой среднекаменноугольной толще Прикаспийской впадины? Ответ на этот вопрос можно дать, анализируя размещение зон повышенной мощности песчаных отложений (“зон высокого градиента мощности-трендов”) в Примексиканской впадине, которая, по мнению многих исследователей, сходна с Прикаспийской. Здесь от меловых до плейстоценовых отложений включительно известны формации с зонами высокого градиента мощности песчаных отложений. Эти зоны представляют собой крутые континентальные склоны, подобные современному борту Прикаспийской впадины. Не исключено, что накопление мощных песчаных толщ обусловлено сбросами. Амплитуда погружения пород вкрест простирания бортовой сбросовой зоны может достигать 2000 м (Пауэл Л.К., Вудбери Х.О., 1974; Уивер П., 1957). В терригенных формациях Примек- сиканской впадины открыто несколько десятков крупных месторождений с начальными разведанными запасами нефти 3,7 млрд т (Соколин Х.Г., 1976) (рис. 3).
“Крупные продуктивные нефтеносные горизонты побережья Мексиканского залива (США, штаты Техас и Луизиана) связаны с барьерными шнурковыми песчаниками третичного возраста. Аналогичные примеры встречаются в образованиях Миддл-Ваксбург (нижний олигоцен). Мощность залежи составляет 20 м при ширине 5 км, а протяженность трендов достигает 75 км. К шнурковидным песчаным телам, включениям в морские сланцы, приурочены нефтегазовые месторождения пенсильванского возраста в штатах Оклахома и Канзас. Отдельные коллекторские горизонты достигают здесь мощности 20 м при ширине 3 км и протяженности бара до 75 км. В плане эти линзовидные тела как прямолинейны, так и криволинейны. Аналогичные месторождения УВ встречаются в силурийских песчаниках Клинтона и отложениях верхнего девона - нижнего миссисипия в Пенсильвании и Западной Виржинии США”[5].
Основной вывод, который следует из приведенного материала: мощные песчаные бары связаны с флексурами, нарушениями и зонами нарушений. В Прикаспийской впадине идеальным местом поисков песчаных баров являются подножия бортовых уступов, где, вероятно, имеются несколько крупных разломов.
На этом небольшом участке мощность терригенной толщи изменяется от 300 до 1500-2000 м (см. рис. 2). У подножия бортового уступа накапливались грубые и тяжелые осадки и глинистая фракция, которая позднее уносилась донными течениями. Следовательно, как и в случае Примексиканской впадины, “барьерный песчаный бар” должен располагаться в зоне бортового уступа, где и следует проводить первоочередные поиски неантиклинальных ловушек. Это не исключает возможности существования песчаных баров и линз в других участках внутренней прибортовой зоны.
На территории Волгоградской и Саратовской областей в пределах Нижневолжской НГО в мелекесско-верейском комплексе открыты залежи УВ на 25 площадях (см. рис. 1). Наиболее значительные по запасам газонефтяные и нефтегазовые залежи установлены на Жирновском, Бахметьевском и Коробковском месторождениях. Суммарные начальные геологические запасы этих залежей составляют сотни миллионов тонн условных УВ, мощность продуктивных пластов песчаников изменяется от 1 до 100 м, число продуктивных пластов в составе комплекса достигает 8-10. Коллекторы поровые с высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). По данным А.Г. Габриэлянца и др. [1] пористость песчаников средняя - 18,6 %, максимальная проницаемость - 2-7 мкм2.
Проблема нефтегазоносности верхнебашкирско-московского комплекса в Западно-Прикаспийской НГО многими исследователями решается негативно из-за предполагавшегося отсутствия в этом комплексе коллекторских горизонтов. В параметрической скв. 1 Упрямовская при опробовании испытателем пластов на трубах (ИПТ) кровли комплекса (интервал 5935-5979 м) получен дебит нефти 13 м3/сут.
Нефть легкая - 0,783 г/см3. В скв. Александровско-Кисловская приток газа 15 тыс. м3/сут зафиксирован из алевролитов (толща 8 м) верхнебашкирского подъяруса (Михалькова В.Н., 1990). В зоне бортового уступа в процессе бурения и испытания скважин были отмечены газопроявления на Карпенской площади (скв. 6; 7; 8; 11).
Существует представление, что терригенные коллекторы в зоне повышенных глубин залегания пород значительно уплотняются и теряют свои коллекторские свойства. Каковы будут коллекторские свойства песчаников Западно-Прикаспийской НГО до глубины погружения кровли комплекса 5-6 км? Благодаря соленосной покрышке в западной и северо-западной бортовых зонах впадины АВПД имеет коэффициент превышения над гидростатическим до 1,9-2,0. Зоны АВПД служат важнейшей причиной сохранения или даже формирования высоких коллекторских свойств пород за счет их разуплотнения и создания трещиноватости благодаря гидроразрывам, которые создаются при значениях АВПД, превышающих на 70 % геостатистическое давление. Другая причина сохранения коллекторов на больших глубинах - это наличие в них УВ-залежей (Ульман М. и др., 1978).
Прогнозные ресурсы УВ по данному комплексу в волгоградской части Западно-Прикаспийской НГО традиционно не подсчитывались. В предыдущие годы в пограничной с Волгоградской Саратовской области терригенная толща Прикаспийской впадины рассматривалась как экран для скопления УВ в нижнебашкирских отложениях и подсчет прогнозных ресурсов для этой толщи ранее никогда не проводился. В 1999 г., исходя из того что в различиях нефтегазоносных провинциях мира с дельтовыми и авандельтовыми отложениями связаны значительные по запасам месторождения УВ [3], для саратовской части Прикаспийской впадины были оценены ресурсы УВ-газа, которые по максимальному варианту составляют немного более 1 трлн м3.
Вызывает возражение принятый при подсчете фазовый состав УВ. С нашей точки зрения, принимая во внимание фациальный состав подсолевых отложений Прикаспийской впадины, относительно невысокие температурные условия, наличие АВПД, наконец, открытие в Волгоградской области исключительно нефтяных залежей на предбортовой ступени, нижнепермского нефтяного Южно-Плодовитенского месторождения в Калмыкии, притоки нефти, полученные из НГК в скв. 1 Упрямовская, по крайней мере 50 % УВ приведенного подсчета могут быть отнесены к нефтям и конденсатам.
Оценка прогнозных ресурсов верхнебашкирско-московского терригенного НГК в волгоградской части Западно-Прикаспийской НГО, проведенная нами, суммарно дает величину перспективных геологических ресурсов более чем в 1 млрд т условных УВ до глубины 7 км. Причем значительную долю, до 50 % этих ресурсов, составляют жидкие УВ.
2. Второй перспективный для поисков УВ участок связан с северной бортовой зоной, имеющей иное геологическое строение. Большая часть северной бортовой зоны входит в состав Казахстана. Однако на востоке северная бортовая зона охватывает юг Оренбургской области, на западе - дальнее Саратовское Заволжье.
Составление мощностных и литолого-фациальных карт масштаба 1:200 000 северной бортовой зоны по подсолевому карбонатному комплексу: карбонатный девон - нижняя пермь (рис. 4) определялось наличием опорных отражающих горизонтов П1-П2 в кровле комплекса (П1 или П2 в зависимости от возраста кровли комплекса) и горизонта П3 в подошве комплекса на границе с терригенным девоном и значительного числа отработанных региональных сейсмопрофилей вкрест простирания бортового уступа. Карты мощности подсолевых отложений по сравнению со структурными содержат более объективную информацию, поскольку при составлении используются значения Δh (Δt) подсолевых литологически более однородных отложений, нежели соляно-купольный этаж. При выделении литолого-фациальных зон использовалась также информация по пластовым скоростям разреза, анализировались закономерные связи между мощностью, структурно-тектоническим строением и литолого-фациальным составом отложений.
Северная бортовая зона включает три крупных тектонических элемента: внешнюю прибортовую зону, аналогичную по строению Волго-Уральской НГП, зону субширотных бортовых уступов и внутреннюю прибортовую зону. В последней развиты темноцветные относительно глубоководные кремнисто-карбонатно-глинистые образования мощностью 200-800 м.
В восточной части Уральской области открыто уникальное нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак, связанное с крупным органогенным массивом мощностью до 1,6 км. Открытие этого месторождения показало, что среди маломощных депрессионных образований развиты крупные органогенные постройки. Наши исследования установили, что наряду с Карачаганаком среди маломощных отложений развиты крупные изометричные тела мощностью до 1-2 км, рассматриваемые как система органогенных массивов. По размерам они превосходят Карачаганак. Они условно названы Южно-Долинским (амплитуда до 1,2 км), Южно-Федоровским (1,2 км), Южно-Дарьинским (1,4 км), Южно-Кузнецовским (1,8-2,0 км), Чижинским (1,8 км), Западно-Ащисайским (1,4 км) и Чижинско-Кузнецовским (0,8-1,0 км).
На востоке дальнего Саратовского Заволжья, на Алтатинской площади, по результатам сейсморазведки конца 70-х гг. по горизонту П1 на глубине 4500-4600 м выделялось крупное карбонатное поднятие. По изогипсе -4500 м поднятие вытянуто вдоль бортовой зоны на 20 км при ширине 4-5 км. По поверхности фундамента была выявлена Озинковско-Алтатинская зона приподнятого залегания фундамента, которая могла явиться цоколем для формирования органогенного поднятия. Бурение скв. 4, 5, 6 Алтатинских и скв. 2 Южно-Алтатинской установило аномальный для внутренней бортовой зоны мелководный известняковый состав докунгурской перми и верхов карбона вскрытой мощностью до 285 м. Скв. 6 достигла каширского яруса среднего карбона, также представленного в известняковой фации. Разрез поднятия по мощности и фациальному составу характерен для органогенного тела. В скв. 4 были получены слабые притоки нефти и бессероводородного газа. Скв. 6 и 2, где по данным ГИС в одновозрастном разрезе выделяются вероятно продуктивные пласты, по разным причинам испытать не удалось.
С целью уточнения местоположения карбонатных массивов во НВНИИГГ разработана методика анализа геолого-геофизических материалов сейсморазведки, гравиметрии, высокоточной аэромагниторазведки и геохимической съемки, особенностей строения бортового уступа [2, 4].
3. Третий участок, где следует продолжить нефтегазопоисковые работы, расположен в южной части волгоградского бортового уступа. Бортовой уступ имеет различное строение в северной и южной частях области. От границы с Саратовской областью до широты Демидовской и Новоникольской площадей карбонатные нижнепермско-верхнебашкирский и нижнебашкирско-нижнекаменноугольный бортовые уступы совпадают и представляют собой единый бортовой уступ до 1,5 км, кровля которого залегает на глубине 2,2 км, подошва - около 4,0 км. На широте Демидовской и Новоникольской площадей карбонатный нижнебашкирско-нижнекаменноугольный бортовой уступ смещается к востоку, залегая относительно нижнепермско-московского на 15-20 км восточнее до южной границы области (см. рис. 1). На этом участке разрез подсолевого палеозоя внутренней прибортовой зоны изменяется. В скв. 101 Демидовская и скв. 276 Новоникольская терригенный средний карбон из разреза выпадает и мелководные нижнепермские карбонаты мощностью до 300 м с размывом залегают на нижнебашкирских карбонатах, перекрывающих мелководные известняки нижнего карбона. Общая мощность каменноугольных карбонатов здесь около 1000 м.
Южную часть волгоградской бортовой зоны, отличающуюся геологическим строением от северной, целесообразно было бы назвать Новоникольско-Карасальской ступенью. В северной части Новоникольско-Карасальской карбонатной ступени верхнебашкирско-нижнемосковские терригенные отложения отсутствуют, а южнее широтного течения р. Волга нижнепермская толща приобретает депрессионный характер, а терригенные среднекаменноугольные отложения мощностью 150-300 м имеют в основном глинистый состав.
В северной части Новоникольско-Карасальской ступени выделена крупная Заплавненско-Заволжская органогенная постройка визейского возраста. Размеры структуры по отражающему горизонту П2 17x4 км при амплитуде порядка 500 м.
По отражающим горизонтам в кровле нижнего башкирского подъяруса в пределах Новоникольско-Карасальской ступени выделяется ряд крупных поднятий (Восточно-Наримановское, Дубово-Овражное, Восточно-Червленинское, Молчановское, Ергенинское и др.). В пределах ступени кровля нижнебашкирских отложений фиксируется на глубине 4000 м, на юге - 4500 м.
Для всех трех описанных нефтегазоперспективных участков серьезным источником грубообломочного материала, с которым могут быть связаны коллекторские горизонты с высокими значениями ФЕС, являются бортовые уступы Прикаспийской впадины, развитые повсеместно на западном и северном бортах и имеющие высоту до 1,5 км. Поскольку в Прикаспийской впадине с позднего девона по раннепермский век был развит глубоководный бассейн, бортовые уступы подвергались абразии. В скв. 1 Ахтубинская в верхней части терригенного среднекаменноугольного комплекса (интервал 6200-6240 м) установлены карбонатные брекчии. Участки, где развиты обломочные известняки раннепермского возраста мощностью до 300-400 м, установлены на Ерусланской, Демидовской, Новоникольской, Ахтубинской и других площадях. С этим обломочным материалом могут быть связаны различного типа ловушки нефти и газа.
Направление поисков УВ
До настоящего времени геолого-разведочные работы на нефть и газ в западной и северо-западной внутренних прибортовых зонах (участок 1) были ориентированы на поиск рифовых тел и локальных поднятий. Целенаправленный поиск неантиклинальных ловушек в Волгоградской и Саратовской областях не проводился.
Внутренняя прибортовая зона рассматриваемого региона в целом представляет собой гигантскую моноклиналь. Выделяемые здесь локальные поднятия имеют незначительные амплитуды (углы наклона слоев на крыльях которых обычно не превышают 2-3°), нередко они характеризуются наклоном в сторону регионального падения и не могут являться ловушками нефти и газа, мигрирующих вверх по восстанию слоев. Существование здесь высокоамплитудных рифовых ловушек весьма маловероятно, поскольку одним из условий их формирования является чистота вод бассейна седиментации, что не соответствует области преимущественного накопления темноцветных глин.
Выше было дано обоснование высокой вероятности развития в преимущественно глинистой толще мощных песчаных барьерных баров у подножия бортового уступа в мощной терригенной толще среднего карбона западной и северо-западной внутренних прибортовых зон. В зоне распространения барьерного бара могут быть обнаружены тектонически, стратиграфически, литологически экранированные и комбинированные ловушки, включающие крупные и уникальные скопления УВ.
Поиски неантиклинальных ловушек в этой зоне можно проводить в три этапа:
1. по мнению специалистов ВНИГНИ для уточнения строения терригенной толщи следует провести работы методом “сейсмогеоакустического моделирования”. Вопрос о распространении песчаных баров по имеющимся материалам может быть решен с вероятностью до 85 %;
2. с целью уточнения положения барьерных баров и поиска неантиклинальных и комбинированиях ловушек нефти и газа следует отработать дополнительные сейсмопрофили с использованием современных методик, направлениях на изучение терригенной толщи. Представляется, что расстояние между рекогносцировочными сейсмопрофилями не должно превышать 10 км. Наиболее перспективным является участок от Лободинской (скв. 263; 265) до Демидовской (скв. 101) и Новоникольской (скв. 279) площадей, где мощность терригенной толщи изменяется от более чем 1000 м до полного выклинивания на расстоянии около 30 км. На этом участке целесообразно сократить расстояние между рекогносцировочными сейсмопрофилями до 5 км. Чтобы проводить работы на относительно небольших глубинах (4,0-5,5 км) длина сеймопрофилей от бортового уступа не должна превышать 25-30 км. При этом общий объем сейсморазведки для изучения западного и северо-западного бортов составит около 700 км;
3. после выявления возможных ловушек на площадях их развития необходимы проведение детализационных сейсмических работ и заложение поисковых скважин.
В северной бортовой зоне (участок 2) следует проводить работы по поискам крупных внутрибассейновых органогенных построек типа Карачаганака.
На примере Алтатинского поднятия ясны трудности, возникающие при прогнозе местоположения крупных органогенных тел во внутренних районах Прикаспийской впадины. Необходимо продлить к югу сейсмопрофили, которые только своими южными окончаниями захватывают Алтатинскую карбонатную постройку, и провести переинтерпретацию геофизических материалов. Из научно-исследовательских работ рекомендуется составление карт мощностей между сейсмическими горизонтами П1 - П2 и П3, как это сделано для Уральской области. После этих работ возможно заложение глубокой скважины. Глубина залегания карбонатного тела предполагается здесь не более 4,5 - 5,5 км. Подобные работы следует провести также и на юге Оренбургской области.
Третий перспективный участок для проведения нефтегазопоисковых работ выделен в юго-западной части бортового уступа в пределах карбонатной Карасальско-Новоникольской ступени. Основным объектом нефтегазопоисковых работ здесь являются нижнебашкирско-нижнекаменноугольные мелководные карбонаты мощностью до 1000 м. На этом участке можно ожидать развитие каменноугольных и нижнепермских рифовых тел. По поверхности нижнебашкирских карбонатов здесь выделяются крупные брахиантиклинальные поднятия, некоторые из них подготовлены к бурению. Здесь целесообразно переинтерпретировать отработанные сейсмопрофили, на недостаточно изучениях участках провести дополнительную систему профилей МОГТ и заложить на подготовленных структурах глубокие поисково-разведочные скважины.
Как самостоятельное направление нефтегазопоисковых работ может рассматриваться выявление ловушек нефти и газа, вероятнее всего, неантиклинальных, в составе осадочного абразионного шлейфа бортовых уступов. Эти работы следует проводить параллельно с поисками залежей на основных объектах каждого из трех перечислениях нефтегазоперспективных участков.
Когда речь идет о перспективах нефтегазоносности российской части Прикаспийской впадины, обычно возникают два вопроса:
1. Могут ли быть установлены на северном борту впадины месторождения, подобные Карачаганаку? На этот вопрос нередко приходится слышать отрицательный ответ. Но он едва ли верен! Невозможно представить себе, что вдоль всего северного борта впадины развит только один внутрибассейновый риф - Карачаганак. На юге и востоке Прикаспийской впадины развито по несколько карбонатных массивов. Подобные же карбонатные поднятия возможны и в юго-западной бортовой части впадины (Заплавненско-Заволжская структура, вероятно, имеет рифовый характер).
2. Второй вопрос, непременно возникающий при анализе нефтегазопоисковых работ в Прикаспии: чем вызван повышенный интерес к девонским отложениям? Основанием к этому, по-видимому, послужил приток нефти в скв. 2 Володарская, пробуренной на Астраханском своде. Однако есть основания считать, что это не девонская нефть. Исследования нефти скв. 2 Володарская в лаборатории НВНИИГГ показали недостаточную зрелость нефти, являющейся аномальной для глубин залегания продуктивного горизонта, что может быть связано с выходом закачанной при бурении надсолевой нефти. А между тем приток нефти в скв. 2 Володарская дал основание к заложению ряда сверхглубоких скважин на Астраханском своде. Скв. Д-2 добурена до глубины 7003 м и вскрыла нижний девон. Однако ожидаемых притоков в скважине не получено.
В Саратовской области, на площади Черная Падина, пробурено две скважины глубиной до 6 км. Они доказали некомпенсированное погружение впадины в раннем карбоне, в фаменское и поздне-среднефранское время, но не вскрыли ожидаемую крупную карбонатную постройку в девоне. В Волго-Уральской НГП более 50 % запасов УВ связано с карбоном и несколько менее 50 % с девоном при относительно высоком залегании палеозоя. В Прикаспийской НГП девон вблизи бортового уступа залегает на глубине 6-7 км. Основная продуктивность открытых месторождений связана с карбоном, а на Жанажоле и Астраханском своде залежи выявлены только в карбоне.
Целесообразно ли при этом повышенное внимание к девонскому направлению поисково-разведочных работ в Прикаспийской НГП?
Литература
1. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций // А.Г. Габриэлянц, A. Н. Анисимова, П.М. Климова и др. - М.: Недра, 1975.
2. Кононов Ю.С. Геологические предпосылки поисков объектов типа Карачаганак // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1999. - № 18. - С. 9-13.
3. Конюхов А.И. Осадочные формации в зонах перехода от континента к океану. - М.: Недра, 1987.
4. Рациональный комплекс методов прогнозирования нефтегазоперспективных построек в подсолевых разрезах Прикаспийской впадины / М.И. Рыскин, В.М. Лепилин, B.В. Романов, А.А. Заворотний // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1992. - Вып. 2. - С. 43-47.
5. Селли Р.Ч. Древние обстановки осадконакопления. - М.: Недра, 1989.
© Ю.А. Иванов, 2003
All the largest and unique fields of HC except for the Astrakhan one were discovered in Kazakhstan part of Pre-Caspian depression. This is explained by a specifity of geological structure of Russian part of the depression and certain disadvantages of procedure of oil and gas exploration activities.
Within the Russian part of Pre-Caspian depression there is widely developed a thick (up to 2.0-2.5 km) Middle Carboniferous terrigene seguence , a specific distribution of which requires to explore non-anticlinal traps within its structure. The article presents a comparison of this sequence with similar formations in USA and some features of their oil and gas potential.
Besides, a high possibility of discovering fields, like Karachaganak, on the northern flank of the depression, and prospects of south-western part of the flank zone is substantiated. As an independent trend of oil and gas exploration activities could be considered exploration for non-anticlinal traps associated with rudaceous carbonate train adiacent to flank scarps, formed by abrasion, gravity slumping and turbidity flows.
Рис. 1. СХЕМА СТРОЕНИЯ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНОГО (ВЕРХНЕБАШКИРСКО-МОСКОВСКОГО) ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ И ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ
1 - изопахиты среднекаменноугольного (верхнебашкирско-московского) терригенного комплекса, м; 2- современная граница Воронежской антеклизы; 3-нижнепермско-московский бортовой уступ Прикаспийской впадины; 4 - нижнебашкирско-нижнекаменноугольный бортовой уступ Прикаспийской впадины; 5 - направления движения обломочного материала; 6 - зоны отсутствия верхнебашкирско-нижнемосковских отложений; 7- месторождения в верхнебашкирско-нижнемосковских отложениях: а - нефтяные, б - газовые, в- газонефтяные и нефтегазовые: 1 - Генеральское, 2-Фурмановское, 3- Южно-Генеральское, 4 - Соколовогорское, 5 - Колотовское, 6 - Родионовское, 7 - Дмитриевское. 8-Горючкинское, 9- Западно-Рыбушанское, 10- Восточно-Рыбушанское, 11- Некрасовское, 12- Урицкое, 13- Бахметьевское, 14 - Жирновское, 15- Иловлинское, 16- Коробковское, 17- Ветютневское, 18 - Голубинское, 19- Клетско-Почтовское, 20 - Арчединское, 21 - Шляховское, 22- Карасеевское, 23 - Саушинское, 24 - Верховское, 25 - Подпешинское; 8- зона, рекомендуемая для проведения рекогносцировочных профилей МОГТ; 9- зона, рекомендуемая для концентрации рекогносцировочных профилей МОГТ; 10- линия Лободинского геолого-геофизического профиля; 11- скважина (числитель - номер и индекс площади, знаменатель - мощность верхнебашкирско-московских отложений, м)
Рис. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ ЗАПАДНУЮ БОРТОВУЮ ЗОНУ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ. ЛОБОДИНСКОЕ ПЕРЕСЕЧЕНИЕ (с использованием материалов О.Г. Бражникова)
1 - стратиграфические и литологические границы; 2- отражающие горизонты; породы: 3- каменная соль, 4 - карбонаты, 5 - карбонаты органогенные и органогенно-обломочные, 6 - битуминозные кремнисто-глинисто-карбонатные, 7- песчано-алевролито-глинистые, 8 - песчаники
Рис. 3. РЕГИОНАЛЬНАЯ КАРТА МОЩНОСТИ (А) И ПРОФИЛЬНЫЕ РАЗРЕЗЫ ФОРМАЦИИ ФРИО ПО ЛИНИЯМ I - I (Б), II - II (В) ПРИМЕКСИКАНСКОЙ ВПАДИНЫ (составил Х.Г. Соколин)
1 - изопахиты, футы; 2- зона с содержанием песчаных пород более 50 %
Рис. 4. КАРТА МОЩНОСТИ И ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНОГО СОСТАВА КАРБОНАТНОГО НИЖНЕПЕРМСКО-СРЕДНЕФРАНСКОГО
КОМПЛЕКСА УРАЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ КАЗАХСТАНА
Границы бортовых уступов: 1 - нижнепермско-московского, 2 - башкирско-визейского, 3 - турнейско-верхнедевонского; 4 - выступы фундамента; 5- границы фациальных зон; 6- изопахиты, км; литологические разности: 7- мелководные карбонаты, 8-карбонаты органогенные, 9- карбонаты предположительно биогермные, 10 - мелководные и глубоководные карбонатно-терригенные отложения, 11 - глубоководные кремнисто-карбонатно-глинистые отложения; 12- скважины; тектонические и структурные элементы: А - Карповский выступ, Б - Погодево-Остафьевский прогиб, В - Чинаревский выступ, Г - Уральский выступ; органогенные массивы (выявленные и предполагаемые): Д - Карачаганакский, Е - Южно-Долинский, Ж - Южно-Федоровский, З - Южно-Ларьинский, И - Южно-Кузнецовский, К - Чижинский, Л - Западно-Ашисайский, М - Чижинско-Кузнецовская карбонатная платформа