CC BY
88
12. Япаскурт О. В. Генетическая минералогия и стадиальный анализ процессов осадочного породо- и рудообразо-вания. М. : ЭСЛАН, 2008. 356 с.
13. Коробов А. Д., Коробова Л. А. Пульсирующий стресс как отражение тектоно-гидротермальной активизации и его роль в формировании продуктивных коллекторов чехла (на примере Западной Сибири) // Геология, геофизика, разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. № 6. С. 4-12.
14. Абдуллин Р. А. Природа высокой проницаемости пород-коллекторов шеркалинского горизонта Красноленинского района Западной Сибири // Докл. АН СССС. 1991. Т. 316, № 2. С. 422-424.
15. Лукин А. Е., Гарипов О. М. Литогенез и нефтеносность юрских терригенных отложений Среднеширотного Приобья // Литология и полезные ископаемые. 1994. № 5. С. 65-85.
16. Набоко С. И. Физико-химические условия гидротермальной калишпатизации и альбитизации // Проблемы петрологии и генетической минералогии : в 2 т. М. : Наука, 1970. Т. 2. С. 88-97.
17. Копелиович А. В. Явления эпигенетической альби-тизации плагиоклазов в песчаниках древних толщ Приднестровья // Тр. Вост.-Сиб. геол. ин-та. Сер. геол. 1962. Вып. 5. С. 109-122.
18. Коржинский Д. С. Очерк метасоматических процессов // Основные проблемы в учении о магматогенных рудных месторождениях. М. : Изд-во АН СССР, 1953. С. 332-452.
19. Григорьев Д. П. Основы конституции минералов. М. : Госгеолтехиздат, 1962. 327 с.
20. Белкин В. И., Бачурин А. К. Строение и происхождение высокопроницаемых коллекторов из базальных слоёв юры Талинского месторождения // Докл. АН СССР. 1990. Т. 310, № 6. С. 1414-1416.
УДК 550.812:553.98:551.734.3/.5(470.44)
И. В. Орешкин, А. И. Орешкин
ФГУП Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики (НВНИИГГ), Саратов E-mail: [email protected]
Обосновывается связь залежей девонско-нижнекаменноугольно-го и визейского нефтегазоносных комплексов Степновкого вала с зоной размыва (от тиманских до воробьевских отложений) нижележащего эйфельско-нижнефранского комплекса. На основе данных о составах нефтей и свободных газов показано наличие латерального миграционного потока от Прикаспийской впадины к южным и юго-западным районам Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Рассмотрена приуроченность ловушек в эй-фельско-нижнефранском комплексе к разрывным нарушениям,
21 . Наковник Н. И. Вторичные кварциты СССР и связанные с ними месторождения полезных ископаемых. М. : Недра, 1968. 335 с.
22. История гидротермального минералообразования Пау-жетского месторождения парогидротерм и палеогидротер-мальных систем района / А. Д. Коробов, О. П. Гончаренко, С. Ф. Главатских [и др.] // Структура гидротермальной системы. М. : Наука, 1993. С. 88-120.
23. Нуднер В. А., Резник А. Д. Минеральные подземные воды Западно-Сибирского артезианского бассейна // Подземные воды Сибири и Дальнего Востока. М. : Наука, 1971. С. 118-124.
24. Елизаров В. И., Толстиков Г. А. Гидрогеологическая характеристика разрабатываемых нефтяных месторождений Сургутского свода // Подземные воды Сибири и Дальнего Востока. М. : Наука, 1971. С. 219-222.
25. Матусевич В. М., Рыльков А. В., Ушатинский И. Н. Геофлюидальные системы и проблемы нефтегазоносно-сти Западно-Сибирского мегабассейна Тюмень : Изд-во ТюмГНГУ, 2005. 225 с.
26. Нелюбин В. В., Обидин Н. И., Розин А. А., Ставиц-кий Б. П. Нижний гидрогеологический этаж // Гидрогеология СССР. Т. 26. Западно-Сибирская равнина (Тюменская, Омская, Новосибирская и Томская области). М. : Недра, 1970. С. 130-182.
27. Розин А. А. Роль вертикальной миграции глубинных флюидов вформировании солевого состава подземных вод Западно-Сибирского бассейна // Советская геология. 1974. № 2. С. 96-104.
28. Бетехтин А. Г. Минералогия. М. : Гостехиздат, 1950. 956 с.
29. Куковский Е. Г., Мовчан Н. П., Шевченко В. И., Щер-бань И. П. Роль натрия в процессе гидротермальной аргиллиза-ции вмещающих пород Славянского ртутного месторождения в Донбассе // Докл АН Укр .ССР. 1982. № 3. С. 18-21.
экранирующим миграцию из Прикаспийской впадины. На этой основе выделены приоритетные направления поисковых работ в пределах Степновского сложного вала. Ключевые слова: миграция, составы битумоидов и газов, зоны размыва, распределение залежей, тектонически экранированные ловушки, направления поисковых работ.
Trends of Hydrocarbon Exploration in the Devonian-Lower Carboniferous Beds of the Stepnovskij Composite Swell
I. V. Oreskin, A. I. Oreskin
Arguments are provided to substantiate relationship between the beds from the Devonian-Lower Carboniferous and the Visean petroleum complexes in the Stepnovskij swell and the wash-out zone (from the
НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В ДЕВОНСКО-НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СТЕПНОВСКОГО СЛОЖНОГО ВАЛА
Timanskian to the Vorobyevskian beds) of the underlying Eifelian-Lower Frasnian complex. The data on the compositions of oils and free gases is used to show the presence of a lateral migration flow from the Pricaspian Depression to the southern and the southwestern areas of the Volga-Ural petroleum province. Considered is confinement of the traps in the Eifelian-Lower Frasnian complex to disjunctive dislocations screening migration from the Pricaspian Depression. This was used as the basis for outlining priority exploration trends within the Stepnovskij composite swell.
Key words: migration, bitumoid and gas compositions, washout zones, deposit distribution, tectonically screened traps, exploration trends.
Саратовская область характеризуется наименьшей степенью разведанности ресурсной базы УВ в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). При неоднородной изученности территории наиболее освоенным является Степновский сложный вал ( ССВ). Однако и здесь существуют реальные перспективы для поисков месторождений нефти и газа.
Проблеме обоснования направлений таких поисков посвящена данная статья.
Степновский сложный вал представляет собой Степновский нефтегазоносный район (НГР) Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НГО) Волго-Уральской НГП.
На территории Саратовской области выделяют 6 крупных регионально выдержанных нефтегазоносных комплексов (НГК):
1) преимущественно терригенный средне-верхнедевонский (эйфельско-нижнефранский);
2) карбонатный верхнедевонско-нижнекамен-ноугольный (среднефранско-нижневизейский);
3) терригенный средне-верхневизейский (бобриковско-алексинский);
4) карбонатный верхневизейско-нижнебаш-кирский;
5) терригенный верхнебашкирско-нижнемо-сковский;
6) карбонатный среднекаменноугольно-ниж-непермский (верхнемосковско-нижнекунгур-ский).
Из перечисленных комплексов, в пределах ССВ, непродуктивным является только средне-каменноугольно-нижнепермский НГК. Промышленная нефтегазоносность остальных пяти НГК доказана открытыми здесь месторождениями.
Выделенные комплексы в разной степени обладают однородным литолого-фациальным составом, общими особенностями гидродинамических и гидрохимических условий, характером нефтега-зоности, возрастной последовательностью пород, нефтегазопроводящими свитами, коллекторами, регионально распространенными покрышками.
Количественные характеристики нефтегазо-носности, а также ее качественные особенности зависят от многих факторов, имеющих тектоническую природу либо опосредованно с ней связанных. К таким факторам относятся:
- интенсивность структур;
- объем локальных структур;
- удаленность ловушки от регионального нарушения;
- амплитуда нарушений;
- тип структуры;
- положение локальной структуры на структурном элементе более высокого порядка и т. п.
Одним из существенных факторов, определяющих характер нефтегазоносности, является региональный наклон, на фоне которого локальные структуры формируются как осложняющие его элементы.
На территории саратовской части НижнеВолжской НГО объектом исследований послужили средне-верхнедевонский карбонатно-терри-генный, верхнедевонско-нижнекаменноугольный карбонатный нефтегазоносные комплексы (НГК), содержащие основные разведанные запасы и прогнозные ресурсы региона.
Структурной основой для выделения участков с различными значениями регионального наклона для перечисленных НГК послужили структурные карты соответственно кровли тима-но-пашийского, кровли данково-лебедянского и кровли тульского горизонтов.
По каждой из перечисленных карт были построены карты региональных наклонов. При этом выделялись участки с более или менее однородным региональным наклоном по градациям: 0-10, 10-20, 20-30, 30-40, 40-50, 50-60 и более 60 м/км [1].
В пределах каждого выделенного участка подсчитывалось суммарное количество балансовых запасов нефти и свободного газа месторождений (включая суммарную добычу). Для каждого участка рассчитывались значения удельных плотностей запасов нефти и свободного газа на квадратный километр.
В средне-верхнедевонском НГК, на территории Степновского вала, наиболее высокие удельные плотности запасов нефти характерны для участков со значениями региональных наклонов от 0 до 30 м/км, с максимумом удельных плотностей запасов нефти в области градации 20-30 м/км.
В отложениях верхнедевонско-нижнекамен-ноугольного карбонатного НГК максимальные удельные плотности запасов нефти (22.2 тыс. т/км2) приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 10 м/км, а газа (17.4 млн3/км2) от 40 до 50 м/км. Основные запасы нефти и максимальные значения их удельных плотностей в средне-верх-невизейском НГК приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 10 м/км.
Анализ полученных результатов показывает, что по трем рассмотренным НГК основные запасы нефти и их максимальные удельные плотности приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 30 м/км. Максимальными удельными плотностями запасов газа характеризуются участки, региональный наклон которых составляет от 40 до 60 м/км.
Таким образом, для нефтяных месторождений характерно отчетливое тяготение к участкам с минимальными значениями регионального наклона. Максимальные удельные плотности (9.5 тыс.т/км) запасов нефти для всей рассмотренной территории, по всем трем НГК, приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 10 м/км.
Необходимо отметить, что при смещении пика максимальных удельных плотностей запасов нефти в область региональных наклонов 20-30 м/км в средне-верхнедевонском НГК (с которым связана основная доля запасов рассмотренных НГК) приуроченность этого пика к градации 0-10 м/км в целом для трех НГК обеспечивается исключительно четкой концентрацией нефтяных залежей в верхнем девоне - нижнем карбоне на участках с минимальным региональным наклоном.
Максимальные удельные плотности запасов газа (суммарно для трех НГК) тяготеют к участкам с региональными наклонами 40-50 м/км. Как отмечалось выше, в средне-верхнедевонском НГК пик максимальных удельных плотностей запасов нефти смещен на градацию 10-20 м/км регионального наклона.
Отсутствие больших запасов нефти в тер-ригенном девоне на участке Степновского вала с региональным наклоном от 0 до 10 м/км можно объяснить влиянием литологического фактора. В частности, в северной части Степновского вала, характеризующейся минимальными значениями регионального наклона (0-10 м/км), отмечается значительный размыв нижней части разреза карбонатного и верхней части терригенного девона. В результате евлано-ливенские отложения здесь залегают на разновозрастных отложениях от тимано-пашийского до воробьевского возраста. Именно в районе этого «литологического окна» структуры в терригенном девоне не содержат залежей нефти и газа. Напротив, в вышележащих отложениях верхнедевонско-нижнекаменноу-гольного и визейского карбонатных НГК именно к этому участку приурочены все открытые на Степновском валу залежи УВ (рис. 1, 2).
Данный факт позволяет предположить переток углеводородов через «литологическое окно» в покрышке, из ловушек в терригенном девоне - в вышележащий карбонатный НГК, до первой надежной покрышки.
Таким образом, часть запасов нефти и газа, которые должны были сконцентрироваться в ловушках терригенного девона на участке Степновского вала с региональным наклоном 0-10 м/км, в результате их размыва и отсутствия надежных покрышек мигрировали вверх по разрезу и аккумулировались в отложениях верхнедевонско-нижнекаменноугольного карбонатного комплекса. Следовательно, отсутствие максимального пика нефтегазоносности в отложениях терригенного девона Степновского вала на градации 0-10 м/км не связано с особенностями структурного характера (региональный наклон), оно могло явиться
следствием наложения на общую закономерность литологического фактора.
С одной стороны, подобное отступление от общей закономерности свидетельствует о необходимости достаточно осторожного применения выявленных связей удельных плотностей запасов (ресурсов) УВ с региональным наклоном подошвы региональных и зональных покрышек. С другой стороны, в конкретном случае полученные данные могут помочь уточнить количество неразведанных прогнозных ресурсов Степновского вала.
Если исходить из того, что установленная закономерность между удельными плотностями запасов и значениями регионального наклона справедлива и для средне-верхнедевонского комплекса, то с учетом УВ, мигрировавших в вышележащий карбонатный НГК, удельные плотности запасов нефти с наклоном 0-10 м/км должны быть выше или, по крайней мере, не ниже участка с наклоном 10-20 м/км. Отсюда можно рассчитать прогнозируемое количество нефти, мигрировавшей из терригенного девона в вышележащий карбонатный НГК. Приняв, что удельные плотности запасов участка с наклоном 0-10 м/км равны удельным плотностям участка следующей градации (10-20 м/км) и составляют 95,5 тыс. т/км2, суммарные прогнозные ресурсы при площади 358 км оцениваются в 34189 тыс. т.
Из этого количества в терригенном девоне данного участка Степновского вала (0-10 м/км) аккумулировалось (разведано) 9757 тыс. т, т. е. остальные, примерно 24 млн т, мигрировали в вышележащий карбонатный НГК. В карбонатном комплексе разведано на этом участке пока около 2 млн т. Следовательно, неразведанные запасы нефти верхнедевонско-нижнекаменноугольно-го НГК Степновского вала составляют около 22 млн т.
Надежность такого прогноза представляется достаточно высокой, поскольку в данном районе специальные поисковые работы на карбонаты верхнего девона - нижнего карбона не велись. Практически все известные здесь залежи были открыты попутно, в процессе основных поисковых работ на терригенный комплекс среднего-верхнего девона. Видимо, целенаправленные поисковые работы на объекты в карбонатном девоне могут дать значительный прирост запасов УВ на этом относительно небольшом участке Степновского сложного вала. О реальности новых открытий в отложениях карбонатного девона говорит тот факт, что все известные на ССВ залежи в этом комплексе, а также в визейском карбонатном НГК расположены именно над зоной глубокого размыва нижележащего НГК терригенного девона (см. рис. 1, 2).
Немаловажным фактором размещения залежей нефти газа и, как следствие, поисковым признаком являются направления миграционного потока и размещение на его пути ловушек того или иного типа.
Рис. 1. Верхнедевонско-нижнекаменноугольный НГК
Влияние латерального миграционного подтока УВ от Прикаспийской впадины в юго-восточные участки Волго-Уральской НГП достаточно отчетливо видно по распространению газовых залежей, тяготеющих именно к этому району (Волгоградская и Саратовская области, юг Самарской и Оренбургской областей). При этом отчетливо видно изменение состава свободных газов на запад и на север от бортовой зоны Прикаспийской впадины. В частности, для большинства нефтегазоносных комплексов, по мере удаления от бортовой зоны Прикаспийской впадины, отмечается постепенный переход от жирных метановых, сернистых к сухим метановым свободным газам.
Как отмечается в [2], формирование Оренбургского НГКМ происходило в основном за счет латеральной миграции со стороны Прикаспийской
впадины по карбонатным коллекторам и контролируется структурным планом региональной со-леносной покрышки кунгурского возраста.
Имеется лабораторное подтверждение данного направления миграционного потока.
В частности, о существовании подтока УВ из Прикаспийской впадины к Оренбургскому НГКМ свидетельствуют особенности углеводородного состава миграционных битумоидов (из продуктивных горизонтов месторождений) в нижнепермских отложениях. Лабораторно установлено, что по мере удаления от впадины вверх по моноклинали, по линии Копанское - Бердян-ское - Оренбургское - Шуваловское месторождения, наблюдается относительное обеднение эпигенетичных битумоидов ароматическими и обогащение парафиновыми УВ.
САРАТОВ
Границы зон размыва НГК терригенного девона Газонефтяные залежи Нефтяные залежи Газовые залежи
Рис. 2. Нижнекаменноугольный (визейский) НГК
Такое направленное изменение состава эпи-битумоидов можно объяснить меньшей миграционной способностью ароматических углеводородов, по сравнению с парафиновыми [3].
При этом необходимым условием является наличие миграционного потока из внутренних частей Прикаспийской впадины на север. Расстояние от Копанского до Шуваловского месторождения составляет 81 км. В данном случае нетрудно представить себе и миграцию на расстояние в 200-250 км. Для этого необходимо наличие достаточно выдержанных каналов миграции и достаточного количества мигрирующих УВ.
Из приведенных выше фактических данных следует вывод о наличии весьма существенного латерального потока газообразных и жидких углеводородов по направлению от Прикаспийской впадины в юго-восточные области Волго-Уральской НГП. Причем этот миграционный поток, очевидно, имеет региональный характер.
Естественно, такой миграционный поток должен оказывать весьма существенное влияние на формирование залежей нефти и газа в ловушках палеозоя данного региона, к которому относится и Степновский сложный вал.
Как известно, на размещение ловушек УВ в эй-фельско-нижнефранских отложениях ССВ большое, если не определяющее, значение оказывает разрывная тектоника, преимущественно предтиманского и предфаменского возраста. Соответственно значительная часть известных залежей здесь приурочена к ловушкам тектонически экранированным именно этими разрывными нарушениями.
Следовательно, наиболее перспективными являются ловушки, приуроченные: а) к блокам, расположенным южнее широтных разломов, таким как Любимовское (7), Розовское (14), Вас-нецовское (24), Горчаковское (26) (рис. 3); б) к своеобразным «мешкам», сформированным сопряженными сходящимися в северном направлении разломами субмеридианального направления,
по аналогии с Алексеевским (19), Стрепетовским (18), Пионерским (15) и Осиновским (12) месторождениями (см. рис. 3).
Таким образом, можно выделить три основных направления поиска новых залежей в девон-ско-нижнекаменноугольных нефтегазоносных комплексах Степновского вала.
1) в отложениях терригенного девона в ловушках тектонически экранированных субширотными разрывными нарушениями выше по региональному наклону - на пути миграционного потока с юга;
2) поиски в ловушках аналогичного типа - на стыках разрывных нарушений субмеридиональ-
Рис. 3. Тектоническая схема Степновского сложного вала (Шебалдин, 2005): Предфаменские структурные блоки:
1 - Воскресенский; II - Фурмановско-Степновский; III - Отроговский; I IV - Полянско-Приволжский; V - Грязну-шинский; VI - Покровский; VII - Васнецовский; VIII - Мечеткинский. Месторождения нефти и газа: 1 - Старицкое;
2 - Фурмановское; 3 - Сусловское; 4 - Восточно-Сусловское; 5 - Первомайское; 6 - Степновское; 7 - Любимовское; 8 - Южно-Генеральское; 9 - Полянское; 10 - Луговское; 11 - Южно-Советское; 12 - Осиновское; 13 - Приволжское; 14 - Розовское; 15 - Пионерское; 16 - Грязну-шинское; 17 - Южно-Грязнушинское; 18 - Стрепетовское; 19 - Алексе-евское; 20 - Южно-Алексеевское; 22 - Терновское; 23 - Квасниковское; 24 - Васнецовское; 25 - Северо-Васнецовское; 26 - Горчаковское; 27 - Тамбовское; 28 - Соболевское; 29 - Мечеткинское; 30 - Генеральское; 31 - Соколовогорское;
32 - Гуселское; 33 - Заречное; 34 - Звездное; 35 - Восточно-Терновское; 36 - Преображенское
ного направления в отложениях эйфельско-ниж-нефранского НГК;
3) в верхнедевонско-нижнекаменноугольном карбонатном НГК зоной возможной нефтеносности могут быть участки на северо-востоке ССВ, связанные с размывом отложений терригенного девона и вертикальной миграцией нефти в вышележащий верхнедевонско-нижнекаменноуголь-ный карбонатный НГК.
Возможные суммарные геологические запасы данного НГК могут достигать 20-25 млн т условного топлива.
Очевидно, что в современных условиях недропользования, когда на относительно небольших лицензионных участках недропользователь имеет 1-2 подготовленные структуры, в поисковое бурение они вводятся исходя из других критериев (надежность подготовки, объем ресурсов С3 и т. д.). Однако при наличии выбора из фонда структур, а также при их поиске и подготовке, следует учитывать все перечисленные рекоменда-
ции, основанные на особенностях формирования залежей в терригенном и карбонатном девоне.
Кроме того, учет перечисленных особенности формирования и размещения залежей актуален не только для Степновского вала, но и для обширной территории прибортовой моноклинали, южных склонов и центральных частей Пугачевского свода и т. д.
Библиографический список
1. Орешкин И. В., Тяжева О. В. Комплекс критериев прогноза нефтегазоносности подсолевых структур и качественно-фазовых характеристик флюидов // Прогнозирование геологиченского разреза в Прикаспийской впадине. Саратов, 1987. С. 68-76.
2. Орешкин И. В. Бассейновое моделирование : история создания, методология, практические результаты // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. Вып. 28. С. 7-10.
3. Жузе Т. П. Миграция углеводородов в осадочных породах. М., 1986.
