CC BY
37
УДК 553.98.041
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮГО-ВОСТОКА СТЕПНОВСКОГО СЛОЖНОГО ВАЛА
© 2016 г. Д. В. Токарев
АО "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
На рубеже веков нефтегазовая промышленность России столкнулась с проблемой, когда темп прироста разведанных запасов углеводородов (УВ) стал отставать от темпа их добычи. Перспектива открытия новых месторождений практически сводится к минимуму, особенно в хорошо изученных, старых нефтегазодобывающих районах, таких как Саратовское Поволжье.
Рассмотрим оценку перспектив нефтега-зоносности на примере Степновского сложного вала (ССВ).
Степновский сложный вал находится в юго-восточной части Русской плиты в пределах Пачелмско-Саратовского авлакогена [1] и относится к Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НГО), Волго-Ураль-ской нефтегазоносной провинции (НГП). На юге ограничен Прибортовой моноклиналью, на западе - Карамышской впадиной, на северо-западе - Саратовскими дислокациями, на северо-востоке - Воскресенской впадиной (рис.).
Рассматриваемая территория изучена сейсморазведкой и глубоким бурением неравномерно. Наиболее исследована ее северо-западная часть, где наблюдается большая плотность профилей сейсморазведки МОГТ-2D и большие площади покрыты сейсморазведкой МОГТ-3D. Наименее изученной частью Степновского сложного вала является его юго-восточная часть и зона сочленения с Прибортовой моноклиналью, где не проводились сейсмораз-ведочные исследования МОГТ-3D, а плотность профилей МОГТ-2D сравнительно низкая. При этом большинство сейсмиче-
ских работ выполнялись двадцать и более лет назад, то есть устаревшими на сегодняшний день техническими и обрабатывающими комплексами. В связи с этим в данном районе ССВ целесообразно увеличить плотность сейсморазведки МОГТ-2D и провести переобработку и переинтерпретацию имеющегося геофизического материала современными программными комплексами.
На Степновском сложно построенном валу уже открыто более 30 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, таких как Степновское, Гряз-нушинское, Розовское, Советское, Южно-Грязнушинское, Квасниковское и другие, большинство из которых приурочено к средне-верхнедевонскому литолого-страти-графическому комплексу отложений.
На территории Саратовской области выделяют 6 крупных регионально выдержанных нефтегазоносных комплексов (НГК):
1) преимущественно терригенный: средне-верхнедевонский (эйфельско-нижнефран-ский);
2) карбонатный: верхнедевонско-нижне-каменноугольный (среднефранско-нижне-визейский);
3) терригенный: средне-верхневизейский (бобриковско-алексинский);
4) карбонатный: верхневизейско-нижне-башкирский;
5) терригенный: верхнебашкирско-ниж-немосковский;
6) карбонатный: среднекаменноугольно-нижнепермский (верхнемосковско-нижне-кунгурский).
Рис. Обзорно-тектоническая схема Степновского сложного вала
Элементы тектонического районирования: 1 - границы надпорядковых тектонических элементов, 2 - границы тектонических элементов II порядка, 3 - границы тектонических элементов III порядка; элементы нефтегазогеологическо-го районирования: 4 - границы нефтегазоносных провинций (НГП), 5 - границы нефтегазоносных областей (НГО); месторождения: 6 - нефтяные, 7 - нефтегазовые, 8 - газовые, 9 - нефтегазоконденсатные, 10 - газоконденсатные; 11 - граница нераспределенного фонда недр; 12 - зоны перспективности поиска УВ: I - район месторождений Горчаков-ское, Тамбовское, Соболевское; II - район месторождений Звездное, Осиновское, Лузянинское; III - Западно-Воскресен-ская - Северо-Васнецовская зона разломов; IV - Ново-Воскресенская - Южно-Романовская зона разломов
Из перечисленных комплексов в пределах Степновского сложного вала непродуктивным является только среднекамен-ноугольно-нижнепермский НГК.
Выделенные комплексы в разной степени обладают однородным литолого-фа-циальным составом, общими особенностями гидродинамических и гидрохимических условий, возрастной последовательностью пород, регионально распространенными покрышками - флюидоупоры в кровле и подошве, и промышленно нефтегазоносны.
Наиболее древними породами, в которых установлена промышленная нефтегазонос-
ность, являются отложения среднего девона. В целом можно отметить, что по всему тер-ригенному девону сохраняется тенденция ухудшения коллекторских свойств в юго-восточном направлении, обусловленная первичными условиями осадконакопления, связанными с более мористой обстановкой, в которой оно протекало, а также с увеличением глубин погружения с северо-запада на юго-восток, и как следствие, уплотнением пород и неблагоприятными вторичными катагенетическими преобразованиями. Это относится в основном к терриген-ным коллекторам. Карбонатные породы по
мере погружения менее подвержены пост-седиментационным процессам уплотнения и, как показывает мировая практика, сохраняют свои коллекторские свойства на значительных глубинах.
Количественные характеристики неф-тегазоносности, а также ее качественные особенности зависят от многих факторов, имеющих тектоническую природу либо опосредованно с ней связанных. К таким факторам относятся [2]:
1 - интенсивность структур;
2 - объем локальных структур;
3 - удаленность ловушки от регионального нарушения;
4 - амплитуда нарушений;
5 - тип структуры;
6 - положение локальной структуры на структурном элементе более высокого порядка и т. п.
Однако для глубокопогруженных НГК, геофизическая информация о строении которых часто имеет весьма неоднозначный характер, учет многих факторов либо весьма затруднен, либо невозможен. В данном случае в первую очередь следует принимать во внимание те факторы, которые контролируются хорошо картируемыми параметрами.
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. Однако максимальный пик удельных плотностей запасов нефти смещен в область градации 20-30 м/км [3].
В отложениях верхнедевонско-нижне-каменноугольного карбонатного НГК максимальные удельные плотности запасов нефти приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 10 м/км, а газа -от 40 до 50 м/км.
Основные запасы нефти и газа и максимальные значения их удельных плотностей
в средне-верхневизейском НГК приурочены к участкам с региональным наклоном от 0 до 10 м/км.
Отсутствие больших запасов нефти 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 (010 м/км), отмечается отсутствие в результате размыва преимущественно глинистых тимано-пашийской и более древних покрышек в ардатовских и воробьёвских отложениях. Именно в районе «литологического окна» структуры в терригенном девоне не содержат залежей нефти и газа. Напротив, в вышележащих отложениях карбонатного верхнедевонско-нижнекаменноугольно-го НГК именно к этому участку Степнов-ского вала приурочено максимальное скопление открытых здесь залежей УВ. Данный факт позволяет предположить переток углеводородов через «литологическое окно» в покрышках из терригенного девона в вышележащий карбонатный НГК, до первой надежной покрышки [2].
О реальности новых открытий в отложениях карбонатного девона говорит тот факт, что все известные на Степновском сложном валу залежи в этом комплексе расположены в зоне глубокого размыва нижележащего НГК - терригенного девона.
Таким образом, на территории Степнов-ского сложного вала можно выделить три перспективных направления поиска новых залежей [2]:
1) Залежи в отложениях терригенного девона, приуроченные в первую очередь к блокам, ограниченным субширотными разломами с севера.
2) Блоки, образованные стыками пред-тиманских разрывных нарушений субмеридионального направления;
3) Локальные поднятия карбонатного комплекса верхнего девона - нижнего карбона на участках выпадения из разреза части терригенного девона.
Оценка степени перспективности Степ-новского сложного вала выполнялась на основе анализа условий формирования скоплений УВ. В частности, оценивалась возможность миграции УВ, стадия катагенеза в пределах поисковой зоны, величина регионального наклона, то есть была выполнена предварительная оценка степени перспективности поисковых зон, основанная на методических приемах технологии бассейнового моделирования [4]. Исходя из перечисленных критериев, оценивалась как степень перспективности поисковой зоны (вероятность открытия залежей УВ), так и возможные качественно-фазовые характеристики пластовых смесей.
В северной и северо-западной части территории Степновского сложного вала большинство месторождений приурочены к валам - Фурмановско-Степновскому, Оси-новско-Луговскому, Грязнушинско-Алек-сеевскому, которые, согласно гравитационной теории формирования скоплений УВ, являются наиболее благоприятными зонами аккумуляции нефти и газа. Что же касается локальных поднятий, расположенных между валами, - они обеспечены значительно меньшими по объему нефтегазо-сборными площадями и, соответственно, оцениваются как существенно менее перспективные поисковые зоны.
К поисковой зоне первой очереди отнесен район Горчаковского, Тамбовского, Соболевского месторождений (рис.). Здесь можно ожидать открытия структурных и тектонически-экранированных залежей в терригенном девоне, а также структурных залежей в нижнем и среднем карбоне. По девонским отложениям данная территория представляет собой ступенчатую систему сбросов, к которым приурочены в выше-
лежащих пластах антиклинали. К началу тиманского времени данный участок был расчленен разноамплитудными сбросами на отдельные сравнительно плоские блоки - горсты и грабены, слабо наклоненные в южном и юго-восточном направлении. В результате проседаний грабенов над горстами к началу алексинского времени были сформированы своды положительных структур, в вышележащих отложениях переходящие в моноклиналь. Данная поисковая зона приурочена к участкам с крутыми углами залегания пластов (около 50 м на 1 км), стадия катагенеза МК1-МК2 (около -3000 м), что должно способствовать накоплению газообразных УВ. Учитывая это и высокую вероятность притока УВ со стороны Прибортовой моноклинали, в том числе больших масс газообразных УВ, можно предположить наличие здесь газоконденсатных залежей.
К поисковой зоне второй очереди относится район месторождений Звездное, Осиновское, Лузянинское (рис.). На исследуемом участке данной зоны, учитывая достаточно нефтегазосборную площадь, вероятны высокие перспективы формирования скоплений углеводородов. В аналогичных условиях уже открыты Заречное, Звездное, Приволжское, Лузянинское месторождения. В течение девонско-камен-ноугольного времени данная территория развивалась унаследовано, не подвергаясь расформированию и сохраняя ловушку УВ. Месторождения в этой поисковой зоне преимущественно нефтегазоконденсатные, также встречаются нефтяные и нефтегазовые. Возможно, определяющую роль играла миграция УВ со стороны Прибортовой моноклинали (стадия катагенеза МК1). Следовательно, в этой поисковой зоне предполагается наличие нефтяных и нефтега-зоконденсатных залежей.
В южной части Степновского сложного вала расположены две системы разломов
(сбросовых нарушений): Западно-Воскре-сенско-Северо-Васнецовская и Ново-Вос-кресенско-Южно-Романовская. К первой из них приурочен ряд известных месторождений в отложениях терригенного девона: Розовское, Васнецовское, Южно-Степнов-ское, Северо-Васнецовское. При этом сбросы данной системы нарушений являются тектоническими экранами для ловушек УВ. Здесь в настоящее время выявлен ряд локальных поднятий, отнесенный к поисковой зоне третьей очереди (рис.).
Южнее расположена Ново-Воскресен-ско-Южно-Романовская система разломов (сбросовых нарушений), являющаяся тектонической границей между Степновским
валом и Прибортовой моноклиналью. Амплитуда сбросов здесь достигает 300 м, что также может являться надежным тектоническим экраном для формирования ловушек УВ в отложениях терригенного девона. Наиболее вероятны здесь газоконденсатные залежи. Вследствие малой степени изученности эта система разломов отнесена к поисковой зоне четвертой очереди (рис.).
Говоря о перспективности Степновско-го сложного вала, следует отметить, что при выборе первоочередных на УВ поисковых зон необходимо выполнение более детальных прогнозно-оценочных работ. Что позволит дать качественную оценку нефте-газоносности Степновского сложного вала.
Л и т е р а т у р а
1. Шебалдин В. П. Тектоника Саратовской области. - Саратов: ОАО "Саратовнефтегеофизика", 2008.
2. Орешкин И. В., Орешкин А. И. Направления поисковых работ на нефть и газ в девонско-ниж-некаменноугольных отложениях Степновского сложного вала // Известия Сарат. ун-та, сер. науки о земле. - 2013. - С. 68-75.
3. Орешкин И. В., Тяжева О. В. Комплекс критериев прогноза нефтегазоносности подсолевых структур и качественно-фазовых характеристик флюидов // Прогнозирование геологического разреза в Прикаспийской впадине. - Саратов, 1987. - С. 68-76.
4. Орешкин И. В. Бассейновое моделирование: история создания, методология, практические результаты // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2001. - Вып. 28. - С. 7-10.
УДК 553.98.041:551.734.3
ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ КАРАМЫШСКОЙ ВПАДИНЫ
© 2016 г. С. А. Новиков
АО "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
Карамышская впадина является составной частью Рязано-Саратовского прогиба и обладает сложным геологическим строением. Она сложена породами девонского, каменноугольного и мезо-кайнозойского возраста. На раннем этапе палеозоя Кара-мышская впадина постепенно унаследова-
но развивалась. Происходило формирование относительно небольших узких прогибов и приподнятых зон над грабенами и горстами. Относительно интенсивные структу-роформирующие движения, способствовавшие формированию разрывных нарушений в отложениях девона, отмечались в конце
