CC BY
102
Н.Б.Амелъченко
ДООО «Геопроект», Уфа amelchenkonb@bashneft.ru
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫ1Х КОМПЛЕКСАХ БАШКИРСКОГО ПРИУРАЛЬЯ
Проведена ревизия нетрадиционных ловушек углеводородов, открытых на территории Башкирского Приура-лья. Для каждого нефтегазоносного комплекса выявлены зоны концентрации генетически однотипных объектов. Проведение геолого-разведочных работ на направлениях возможного развития этих зон повысит их эффективность.
Практика геолого-поисковых работ свидетельствует о том, что фонд традиционнык ловушек углеводородов (УВ) антиклинального типа (экранированных положительным перегибом кровли продуктивного пласта), которые достаточно уверенно картируются структурным бурением и сейсморазведкой МОГТ, в платформенной части Башкирского Приуралья (БП) практически исчерпан. Неосвоенные ресурсы УВ заключены, в основном, в ловушки, сформированные при участии таких генетических факторов как ли-тологический, стратиграфический, дизъюнктивный, различными их комбинациями друг с другом, а также со структурной составляющей (структурно-литологические, лито-лого-дизъюнктивные и др.). Картирование подобных объектов, отличающихся сложным строением и небольшими размерами, весьма затруднено, поскольку надежные поисковые признаки (сейсмические либо какие-то другие) для них пока не выфаботаныг Поэтому, эффективность глубокого бурения на ловушках нетрадиционного типа весьма не удовлетворительная. Для успешного вовлечения в поисковый процесс ресурсов УВ, сопряженных со сложнопос-троенными объектами, необходимо провести ревизию известных ловушек по генетическому принципу и вышвить закономерности их пространственного размещения.
Условия палеотектонического и палеогеографического развития территории БП в палеозое обусловили формирование ловушек УВ различных генетических типов. Рассмотрим особенности их распространения в основных нефтегазоносных комплексах.
В девонском терригенном комплексе промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами-коллекторами (пласты Дкын, Д0, Д1, Д11, ДШ, ДГУ и ДУ). Большинство ловушек установлено в зонах нефтенакопления, контролируемых протяженными линейными дизъюнктивными дислокациями - кон- и постседиментационными гра-
дальневосточных морей (достоверности прогнозных оценок геологического строения и ресурсов УВ) рекомендуется выполнение опережающих и сопровождающих сейсморазведку аэрогравимагнитометрических съёмок (Атаков и др., 2005) масштабов 1: 25 000 - 1: 50 000 в районах, где таковые не проводились с высокочувствительной аппаратурой.
Литература
Атаков А.И., Гололобов Ю.Н., Мавричев В.Г. и др. Оптимизация нефтегазопоискового процесса на основе комплекса современных аэрогеофизических технологий. Тюмень. Горные ведомости. № 6(13). 2005. 82-89.
Безукладнов В.А., Мавричев В.Г. Выявление аномалий типа
бенообразными прогибами (КГП и ПГП), зонами горсто-видных поднятий (ЗГП). Перечисленные дислокации за-картированы сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением в пределах почти всех структурно-тектонических регионов БП: Южно-Татарском (ЮТС) и Башкирском сводах (БС), в Благовещенской (БВ) и Бымско-Кунгурской впадинах (БКВ) и т.д. Ловушки УВ, сопряженные с региональными тектоническими нарушениями, сформированы, как правило, при участии дизъюнктивного и структурного факторов (Ракитовское, Сергеевское, Бузовьязовское месторождения и др.). К ним может присоединиться литоло-гическая составляющая, поскольку нередко отмечается выклинивание песчаных пластов в направлении, перпендикулярном простиранию зоны. В таком случае ловушка имеет три экрана (разнотипноэкранированная). Разработка оптимальной методики поисков и разведки сложнопос-троенных поисковых объектов в терригенном девоне требует выяснения основных закономерностей пространственного распространения продуктивных песчаных тел, для чего рассмотрим условия их седиментации на примере пашийских песчаников БВ.
Формирование осадков терригенного девона на северо-востоке БВ контролировалось Башкирским сводовым поднятием, которое было частью субмеридионального па-леоархипелага на востоке Русской плиты. Элементы раз-ломной тектоники северо-восточного простирания, характерные для БВ, зародились в древнейшие эпохи диастро-физма. На протяжении геологических эпох они оставались ослабленными зонами, неоднократно «оживали», раскрываясь на стадии растяжения и смыкаясь на стадии сжатия. Связанные с ними понижения рельефа в начале пашийско-го времени стали осваиваться водными потоками, переносящими обломочный материал с Башкирского палеосво-да. Выработанные русла заполнялись песчаным материа-
«залежь» по магнитному полю. М. Геология нефти и газа. № 6. 1997. 25-29.
Гололобов Ю.Н., Мавричев В.Г., Морозова М.А. Результаты и перспективы комплексной аэрогеофизической съёмки в труднодоступных районах. М. Разведка и охрана недр. № 12. 2002. 12-18.
Мавричев В.Г. Аэромагниторазведка на региональном этапе изучения нефтегазоперспективных территорий. М. Отечественная геология. №12. 1997. 34-39.
Мавричев В.Г., Гололобов Ю.Н. Аэрогравиметрический метод поиска месторождений нефти и газа. С.Петербург. Нефть, Газ, промышленность. 2004. 12-13.
Якимов А.С., Мавричев В.Г., Гололобов Ю.Н. и др. Вещественно-структурные неоднородности фундамента и осадочного чехла в материалах аэрогеофизических съёмок. Геология, геофизика и разработка нефтяныгх и газовылх месторождений. М. ВНИИО-ЭНГ. № 7. 2003. 12-20.
^^км» •— научно-технический журнал
ШЬ. Георесурсы 4 (23)
лом, происходило формирование эрозионно-аккумулятив-ных песчаных тел протяженностью в десятки километров и шириной 2 - 4 км. В плане они имели слабо извилистые очертания. В одну из герцинских фаз складчатости на стадии растяжения на месте ослабленных зон заложились по-стседиментационные грабенообразные прогибы. Борта ПГП разъединили полосовидные извилистые песчаные образования по простиранию. В результате песчаники пласта Д1 частично оказывались в зоне прогиба, частично за его юго-восточным бортом. На последующих стадиях тектоге-неза дислокации подвергались неоднократной перестройке. В нижнепермское время при надвигании Урала на восточный палеокрай Русской плиты прилегающая с востока территория испытала огромные напряжения, которые разгружались в зонах существующих разрывных нарушений деформацией консолидированных осадочных толщ. Деформация выразилась в формировании у юго-восточных бортов ПГП приразломных валов (нередко горстовидного типа). Поэтому ПГП и зоны горстовидных поднятий (Аскаровс-ко-Бекетовская, Волковско-Гуровская и др.) имеют близкие азимуты северо-восточного простирания. Пашийские песчаники оказались приуроченными к вышеупомянутым валообразным зонам. При наличии благоприятных структурных условий они содержат залежи нефти (Богатовское, Ильинское месторождения и др.). Участие структурного фактора в абсолютном большинстве случаев является обязательным, поскольку за пределами поднятий коллектора водонасыщенные. Исключение составляют продуктивные участки, выявленные во внутренней зоне грабена. Так, скважиной 131 Иглино (Ильинское месторождение) вскрыта литолого-дизъюнктивная ловушка, которая экранируется бортами Тавтиманово-Уршакского КГП и развитием песчаного пласта Д1 (в разрезе скв. 129 Иглино, пробуренной южнее и также оказавшейся в грабене, пашийские песчаники отсутствуют). Данный пример показывает, что даже гипсометрически пониженные внутриграбеновые зоны перспективны на поиски залежей УВ.На ЮТС региональное выклинивание старооскольских песчаников (пласт ДГУ) вверх по восстанию девонских слоев формирует лито-логические ловушки нефти на Яновском участке Знаменского месторождения. Продолжение этой продуктивной зоны ожидается в северо-западном и юго-восточном направлениях и будет проверено поисковым бурением.
Следует отметить, что наиболее перспективными для поисков новых залежей нефти в терригенном девоне оказываются «узлы» пересечения элементов разломной тектоники, принадлежащих различным системам (Масагутов и Амельченко, 1994). Как правило, эти участки характеризуются повышенной мощностью песчаных пластов-коллекторов (Культюбинское, Федоровское и др. месторождения).
Верхнедевонско-нижнетурнейский карбонатный комплекс. Расположение значительной части БП в пределах Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов сказалось на широком развитии органогенных построек: барьерных и одиночных рифов, шельфовых биогермов и биостромов (Амельченко, 1995). При наличии флюидоу-пора органогенные образования сами могут содержать скопления УВ, представляя собой массивную литологичес-кую ловушку (Северо-Кальтяевский биогерм, скв. 99 Ново-Казанчи; Западно-Бустаевский биогерм, скв. 144 Танып и др.). Пространственное размещение залежей нефти в ловушках подобного типа определяется краевыми частями
Башкирского и Татарского шельфов, бортовыми зонами некомпенсированных прогибов, т.е. палеогеоморфологи-ческим фактором. Так, в Бирской седловине с разновозрастными бортами Актаныш-Чишминского прогиба связаны три зоны нефтенакопления северо-западной ориентировки: Арланская, Менеуз-Чермасанская и Манчаровская. Среди массивных литологических ловушек нами выделен новый литолого-стратиграфический подтип. К нему относятся продуктивные органогенные образования, которые в процессе существования подверглись частичному размыву и впоследствии были перекрыты непроницаемыми породами. Примерами подобной ловушки может служить Шакшинский риф, в сводовой части которого в разрезе тур-нейского яруса по палеонтологическим данным отсутствуют черепетский и кизеловский горизонты, и плотные ви-зейские отложения непосредственно перекрывают нефтеносные упинско-малевские породы. Таким образом, ловушка экранируется и стратиграфически. На участках Гу-ровского и Волковского рифовых массивов из разреза турне выпадает только кизеловский горизонт (Рис. 1).
Следует отметить, что органогенная постройка, являясь конседиментационным образованием, обуславливает формирование структур облекания в перекрывающих их породах как рассматриваемого нефтегазоносного комплекса, так и в вышележащих комплексах. На северо-западе БС и северо-востоке ЮТС (соответственно, области Башкирского и Татарского палеошельфов) со структурами облекания биогермов позднефранско-раннефаменского возраста сопряжены локальные залежи нефти в верхнефа-менском подъярусе (Югомашевское, Четырманское и др. месторождения).
В БВ и востоке ЮТС ловушки нефти в турнейских, реже - фаменских, отложениях приурочены к структурам об-лекания органогенных построек, сформированных на тектонических «пьедесталах» зон горстовидных поднятий и валов, сопряженных с КГП и ПГП. Ловушки группируются в зоны северо-восточного простирания, в соответствии с ориентировкой указанных линейных дизъюнктивов.
На юго-восточном склоне ЮТС глубоким бурением оконтурена Знаменско-Тарказинская зона (площадь более 100 кв.км), в пределах которой преимущественное развитие получили литологические ловушки УВ (Знаменс-кое, Згурицкое месторождения). Они контролируются замещением вверх по восстанию слоев (в северо-западном направлении) кизеловских известняков с высокими филь-трационно-емкостными свойствами плотными карбонатными разностями. Структура пустотного пространства кизеловских коллекторов характеризуется преобладанием пор выщелачивания, возникновение которых обусловлено растворением сингенетического цемента.
В Бельской (БД) и Мраковской (МД) депрессиях Пре-дуральского прогиба залежи нефти и газа приурочены к субмеридиональной зоне брахиантиклинальных складок (так называемые складки кинзебулатовского типа), сопряженных с линейными взбросо-надвиговыми дислокациями (Баймухаметов, Викторов и др., 1997).
В нижнекаменноугольном терригенном комплексе промышленно нефтеносны песчаные и песчано-алевро-литовые пласты - коллекторы СУГ (радаевский и бобри-ковский горизонты), СУ - СГ (тульский горизонт) и С0 (алек-синский горизонт). Наибольшим распространением пользуются структурные и структурно-литологические
научно-технический журнал
Георесурсы щщ
ловушки УВ. К ним приурочены залежи нефти во всех тектонических регионах БП, особенно в Верхне-Камской впадине (Игровское, Воядинское и др. месторождения), БС (Орьебашское и др.) и БИС (Барьязинское, Спасское и др.), где они связаны со структурами облекания многочисленных шельфовых биогермов.
ПГП, в тех случаях, когда он проявляется как разрывная дислокация по отражающему горизонту «У», также может создавать дизъюнктивный экран для скопления УВ. Региональные зоны нефтенакопления в бобриковско-ра-даевских и тульских песчаных пластах-коллекторах, контролируемые системой ПГП северо-западного простирания, выявлены в БКВ и на северном склоне БС (Сухоязс-кое, Кунгакское, Биавашское месторождения). Здесь ловушки нефти, как правило, построены при участии структурного, дизъюнктивного и литологического факторов, т.е. относятся к разнотипноэкранированным.
Весьма сложным строением отличаются ловушки УВ, установленные в пластах-коллекторах алексинского и тульского горизонтов верхневизейского подъяруса на северо-западе БП и Мустафинской площади ЮТС. На Арланском, Четырманском, Гарном, Калегинском, Старцевском и др. месторождениях песчаники вышеуказанных горизонтов отличаются «рукавообразным» развитием. Протяженность песчаных «рукавов» достигает в отдельных случаях 25 км, мощность песчаника - 16 м. Песчаники, особенно алек-синские, характеризуются высокими показателями пористости (18 - 27 %) и проницаемости (1 - 4 мкм2). По вопросу генезиса «рукавообразных» песчаных тел существуют различные точки зрения. Некоторые исследователи (Виссари-онова, Шамов и др., 1969) считают их мелководно-морскими образованиями, другие (Черноусов, 1964) - результатом деятельности донных течений. В.С. Цоцур (1975) относил алексинские песчаники к русловым и дельтовым отложениям. Следует, однако, отметить, что нефтенасыщенны-ми песчаники являются при условии наложения структурного фактора, поскольку за пределами поднятий коллектора водоносные. Что касается собственно литологических ловушек УВ, то они ожидались в косьвинских и радаевских песчаниках, которые регионально выклиниваются к бортам Актаныш-Чишминского прогиба. Однако подобные объекты здесь пока не установлены. По мнению Р.Т. Валее-вой (1988), при выклинивании сравнительно маломощных пластов на расстояниях в десятки километров углы наклона настолько незначительны (порядка 100), что не способствуют формированию залежи. Однако, ловушка с литологи-ческой составляющей установлена на Бураевском месторождении, где залежь нефти в пласте С - ГГ тульского горизонта экранируется зональным замещением продуктивных песчаников плотными терригенными разностями при воз-дымании к Кушкульской вершине БС.
Окско-башкирский карбонатный, верейский терри-генно-карбонатный и каширо-гжельский карбонатный комплексы рассмотрены совместно, поскольку характеризуются преимущественным развитием однотипных ловушек УВ - структурных и структурно-литологических. Отмечено, что к сводовым и присводовым частям структур приурочены пласты большей мощности, с удовлетворительными фильтрационно-емкостными характеристиками. В рассматриваемых комплексах продуктивные пласты-коллекторы представлены карбонатными разностями пород - известняками органогенными, органогенно-дет-
ритовыми, тонкокристаллическими, калькаренитами, доломитами и др., а в верейском горизонте наряду с карбонатами нефтенасыщены и песчаники (Метелинское месторождение). Коллекторские свойства пород варьируют в значительных пределах: пористость - 12 - 25 %, проницаемость - 0,01 - 0,530 мкм2. В структуре пустотного пространства, особенно в коллекторах башкирского яруса, значительную роль играет трещиноватость. Это объясняет приуроченность залежей УВ к зонам, экранированным линейными дислокациями: ПГП - Ильинское, Искринс-кое, Богатовское (БВ), Метелинское (ЮАВ) месторождения. В БД и МД со складками кинзебулатовского типа сопряжены ловушки УВ структурно-дизъюнктивного экранирования (Архангельское, Воскресенское и др.). Некоторая доля объектов сопряжена со структурами облекания биогермов (верейская и башкирские залежи нефти в районах скв. 128 Иглино, 190 Южно-Тавтиманово).
Большинство месторождений нефти и газа в нижнепермском карбонатном комплексе пространственно тяготеют к двум региональным зонам Предуральского краевого прогиба. В раннепермскую эпоху к западу от формирующегося Урала располагался обширный морской бассейн, субмеридиональная ориентировка которого обусловила резкую смену морских фаций в широтном направлении и соответствующую линейную направленность его литофациальных зон. На западном борту предгорного прогиба палеогеографические условия благоприятствовали формированию барьерных рифовых образований - потенциальных ловушек УВ массивного литологического типа. Полоса развития нижнепермских рифов протягивается вдоль восточного края платформы на расстояние более 250 км, ширина ее - около 5 км. Продуктивны как локальные рифовые массивы (Лемезинское, Сала-ватское, Столяровское и др. месторождения), так и «связки» рифов (месторождения ишимбайского типа). С ними связано более 90 % запасов нефти и газа рассматриваемого комплекса. Коллекторами являются пористо-кавернозные, иногда трещиноватые органогенные и доломитизи-рованные известняки ассельско-сакмаро-артинского возраста. Средние значения пористости составляют 10 -14 %, достигая в отдельных случаях 36 % (Покровское месторождение), проницаемости - 0,04 - 0,2 мкм2.
Вторая региональная нефтегазоносная зона располагается восточнее полосы барьерных рифов, имеет такое же субуральское простирание и контролируется упомянутыми выше складками кинзебулатовского типа. Нижнепермские осадки в ее пределах представлены глинисто-карбонатной депрессионной фацией - известняками пе-литоморфными и мелкозернистыми, мергелями. Перечисленные породы характеризуются неудовлетворительными показателями пористости и проницаемости, в строении их пустотного пространства доминирует трещиноватость. Как и в нижезалегающих нефтегазоносных комплексах, ловушки УВ относятся к структурно-дизъюнктивному типу (Малышевское, Волостновское и др. месторождения).
Для платформенной части БП рассматриваемый комплекс не является традиционным. Несмотря на многочисленные нефтегазопроявления, отмеченные в процессе бурения скважинами данного интервала разреза палеозоя, промышленная нефть впервые была получена только в 80х гг. прошлого века на Усть-Кандызском участке Абдуловско-го месторождения (ЮТС), а впоследствии - Искринском и
я ж »— научно-технический журнал
Георесурсы 4 (23)
□ а □ СПИ д
Рис. 1. Волковский риф как пример массивной литолого-стра-тиграфической ловушки. а - рифогенные известняки; б - нормально слоистые карбонатным породыг; в - осадки депрессионной фации; г - осадки визейского яруса; д - нефтенасыгщенность.
Богатовском (БВ), газ - Серафимовском (ЮТС) месторождениях. Вмещающими породами являются известняки ар-тинского, доломиты и ангидриты кунгурского ярусов, которые отличаются низкой проницаемостью - сотые-тысячные доли мкм2 до непроницаемых (при пористости 0,07 -27 %). На фильтрационную способность указанных пород определяющее влияние оказывает трещиноватость. Установлено, что продуктивные скважины располагаются в зонах аномально разуплотненных пород, которые сопровождают линейные элементы разрывной тектоники на всем их протяжении, достигая десятков километров (Рис. 2). Простирание их в плане в общем аналогично простиранию раз-рытного нарушения (в данном случае Сабитовского ПГП), а наблюдаемые ответвления от основного направления, предположительно, отражают разломы субширотной и северо-западной ориентировок, фрагменты которых отмечены сейсморазведкой МОГТ. О наличии поперечных разломов можно предполагать также по изменению величины азимута простирания на отдельных участках ПГП. Формирование интенсивной тектонической трещиноватости, приуроченной к дизъюнктивам, видимо, создает в плотных породах благоприятные условия для развития по трещинам системы взаимосвязанных пустот. Подобные зоны аномальной трещиноватости довольно успешно вышвляются структурным геодинамическим картированием (СГДК). Ловушки нефти и газа, установленные в кунгурских и артинских трещинно-кавернозных коллекторах, могут быть отнесены к новому генетическому типу - жильному, понятие о котором сложилось в последние годы в геологической литературе (Масагутов, 1989). Установление промышленной неф-
Рис. 2. Приуроченность скважин, продуктивные по кунгурским ангидритам, к зонам аномальной трещиноватос-ти. а - скважиныг, не-фтяныге по кунгурскому ярусу; б - скважиныг, не-фтяныге по другим горизонтам; в - дизъюнктивным нарушения по отражающему горизонту "Д1"(Бурова, 1988); г - зоныг аномальной трещиновато-сти по данным структурного геодинамического картирования.
теносности в ангидритах, которые имеют значительный удельныш вес в нижнепермском разрезе, расширяет перспективы поисков новых залежей и дает основание считать нижнепермский нефтегазоносный комплекс «гидрохимически-карбонатным».
Картирование зон с генетически однотипными ловушками УВ в каждом из нефтегазоносных комплексов палеозоя, выявление закономерностей их формирования и последующее трассирование возможных направлений развития позволит повысить геологические и экономические показатели эффективности ГГР.
Литература
Амельченко Н.Б. Зоны нефтенакопления и типы ловушек нефти в верхнедевонско-турнейском карбонатном нефтегазоносном комплексе Башкортостана. Мат. научно-технической конф. мо-лоды1х ученыгх и специалистов Башнипинефть. Уфа. 1995. 4-5.
Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртла-нов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяныгх и га-зовылх месторождений Башкортостана. Уфа. РИЦ АНК «Баш-нефть». 1997.
Масагутов Р.Х., Амельченко Н.Б. Тектоно-палеогеоморфоло-гические условия формирования и нефтегазоносность терриген-ных отложений девона южного склона Башкирского свода и северной части Благовещенской впадины. Труды1 Башнипинефть. Уфа. Вып. 87. 1994. 64-70.
Масагутов Р.Х., Амельченко Н.Б., Ломтев Ю.И., Федорченко В.А. Перспективы нефтеносности нижнепермских отложений восточной части Благовещенской впадины. Геология и полезныге ис-копаемы1е республики Башкортостан, проблемы1 и перспективы! освоения минерально-сы1рьевой базы1. МатериалыI республиканской геологической конференции. Уфа. 1999. 201-203.
Масагутов Р.Х. О возможности выявления новых видов неантиклинальных ловушек в палеозойском осадочном чехле. Известия АН Каз. ССР. Серия геологическая. №2. 1989. 21-26
Черноусов В.Д. Условия формирования залежей нефти на Ар-ланском месторождении. Геология нефти и газа. №3. 1964. 30-32.
Поволжская региональная молодежная конференция
Волновые процессы в цредах
29-30 ноября 2007 г.
• Исследование природных сред радиофизическими методами;
■ Радиозондирование космического пространства;
■ Основы информационных процессов и систем;
■ Обработка радиосигналов;
■ Экологические проблемы малых городов (в том числе: очистка питьевой воды; утилизация отходов).
Казанский государственный университет, физический факультет, Зеленодольский филиал Казанского гос. университета. E-mail: Albert.Nasyrov@ksu.ru, e-mail: Igor.Nasyrov@ksu.ru, тел.: 8(84371)32874, 8(843)2315172.
^научно-техническим журнал
4 (23) 2007 I еоресурсы
