Палеотектонические критерии перспектив нефтегазоносности среднедевонских отложений северо-восточной части Карамышской впадины Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

(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

франского времени. В этот период в южном направлении формируется региональный наклон. Осадконакопление в течение палеозоя носило трансгрессивно-регрессивный характер, способствуя отложению переслаивающихся терригенных и карбонатных толщ. На границе палеозоя и мезозоя произошла смена знаков тектонических движений, что привело к формированию инверсионных структур. При этом региональный наклон значительно усиливается, сохраняя прежнее направление. В предюрское время территория впадины представляла собой сушу и испытывала интенсивный размыв. Уже на границе палеогена и неогена завершилось формирование инверсионных

структур. Таким образом Карамышская впадина приобрела современное сложное тектоническое строение со свойственным ей несовпадением структурных планов нижнего и верхнего структурных этажей.

Рассматриваемый участок находится в зоне сочленения Елшано-Сергиевского инверсионного вала с Карамышской впадиной и Волжским прогибом, который по разным структурным этажам рассматривается как часть Степновского сложного вала, либо как часть Прибортовой моноклинали, либо как отдельный тектонический элемент (рис. 1).

Северо-восточная часть впадины изучена неравномерно. Наиболее детально буре-

1 2 Саратов , 3 4

^_^ 5 6 7 ] 8

Рис. 1. Обзорно-тектоническая схема изучаемого участка и прилегающей территории

Элементы тектонического районирования: 1 - границы тектонических элементов II порядка, 2- границы тектонических элементов III порядка; элементы географической основы: 3 - административный центр, 4 - гидросеть; месторождения: 5 - нефтяные, 6 - нефтегазовые, 7 - газовые, 8 - нефтегазоконденсатные, 9 - газоконденсатные

9

нием и геофизическими методами исследовалась территория Багаевского месторождения и прилегающий к ней участок. С 1967 года по настоящее время здесь различными организациями были проведены высокоточная гравиметрическая и сейсмическая (МОГТ-2D) съемки, пробурено большое количество скважин, в том числе глубоких, неоднократно проводилось обобщение и переинтерпретация геолого-геофизической информации. В значительно меньшей степени изучены Александровское, Сосновское месторождения и густо-

Таблица 1

Стратиграфическая приуроченность залежей нефти и газа северо-восточной части Карамышской впадины

Месторождения

Система Отдел Ярус Подъярус Надгоризонт Горизонт Александровское Багаевское Сосновское

я а н ь ч ог у Средний 43 О а ю о Г

и хТ о м Оч о" Г

о н н и м а К Нижний > > о" о о" о" ГН

О о" N м и X о" Г Н

5 к с н й и н д > N (N1 О сл О 1-1 ей (N1 о Н

о в е « е р С <+ч и О и о 3 О Н

Н - нефтяные, Г - газовые, ГН - газонефтяные залежи

населенная приволжская часть впадины, прилегающая к городу Саратову. Здесь до настоящего времени не проводилась сейсморазведка современными методами.

В результате ранее проведенных работ было открыто несколько небольших месторождений (табл. 1). Из таблицы видно, что абсолютное большинство залежей обнаружено в отложениях карбона. Только Александровское месторождение имеет залежи в девоне. Кроме того, Багаевское месторождение содержит в своих газовых залежах незначительное количество газового конденсата.

Наличие достаточно большого количества выявленных и подготовленных к бурению структур, несовпадение структурных планов девона и карбона, неоднозначные перспективы обнаружения новых месторождений в девонских отложениях - все это говорит о необходимости проведения палеотектонических реконструкций северо-восточной части Карамышской впадины, с целью осуществления селективного отбора наиболее перспективных объектов для оптимизации поиска залежей углеводородов. Ранее на рассматриваемой территории и в непосредственной близости уже проводились подобные исследования методом анализа мощностей в варианте изопахического треугольника в пределах Багаевского, Горючкин-ского и Колотовского месторождений [1]. То есть рассматривались небольшие, хорошо разбуренные участки и только по отложениям карбона. Данные полевых геофизических исследований не использовались, так как их точность на тот момент вызывала сомнение.

В настоящее время точность геофизических исследований значительно возросла, поэтому для построения палеотектониче-ских схем автором были использованы современные структурные карты, построенные по результатам геофизических исследований на наиболее изученную территорию.

Была составлена серия палеоструктур-ных схем: 1) на кровлю клинцовских отложений к началу саргаевского времени; 2) на кровлю воробьёвских отложений к началу саргаевского времени; 3) на кровлю клинцовских отложений к началу средне-юрского времени и 4) на кровлю воробьёв-ских отложений к началу среднеюрского времени. Палеоструктурные схемы создавали по методу мощностей [1, 2]. Выбор горизонтов и временного интервала построения палеоструктурных схем был обусловлен наличием или отсутствием структурных карт, а также особенностями истории тектонического развития рассматриваемого участка. Все палеострук-турные схемы выполнены в пликативном варианте, так как роль дизъюнктивной тектоники, как видно на использовавшихся для их создания структурных картах, в

формировании амплитуды глубин незначительна.

Кровля клинцовских отложений к началу саргаевского времени (рис. 2) представляла собой наклоненную с севера на юг моноклиналь, осложненную небольшими малоамплитудными поднятиями и прогибами. Амплитуда глубин участка составляет около 150 м, при этом средний уклон порядка 7,5 м/км, а средняя глубина чуть более -300 м. На рисунке 2 четко выделяются несколько сравнительно крупных поднятий - 1, 2, 3, 4, 5, 6 (небольшая группа объектов) и 7. Все выделенные объекты имеют небольшую площадь, сложную форму в плане и малую амплитуду - менее 25 м, за исключением 7 объекта, его амплитуда составляет более 35 м.

Схожая картина наблюдается по кровле воробьёвских отложений к началу саргаев-ского времени (рис. 3). В данном случае отмечается менее пологая моноклиналь. Амплитуда глубин составляет 200 м, средний уклон 7,9 м/км, средняя глубина около - 250 м. Многие объекты, прослеживающиеся по кровле клинцовских отложений, по кровле воробьёвских отложений (рис. 3)

Рис. 2. Схема кровли клинцовских отложений к началу саргаевского времени

Рис. 3. Схема кровли воробьёвских отложений к началу саргаевского времени

не выделяются. Исключение составляют 2, 4, 6 и 7 объекты. При этом 2 и 6 объекты имеют большую амплитуду (более 30 м), чем в нижележащих клинцовских отложениях. Кроме того, 6 объект по кровле воробьёвских отложений консолидирован в единую структуру и имеет значительно большие размеры.

Кровля клинцовских отложений к началу среднеюрского времени (рис. 4) претер-

певает значительные изменения (табл. 2). Сформировались две структурные террасы - северная приподнятая и южная опущенная. Они отделяются друг от друга четким уступом амплитудой от 50 до 80 м. В целом структурный рисунок уже напоминает современный. Амплитуда глубин составляет около 450 м, средний уклон -24 м/км, средняя глубина около -2150 м, что соответствует стадии катагенеза МК1.

Рис. 4. Схема кровли клинцовских отложений к началу среднеюрского времени

На рисунке 4 прослеживается 2, 3 и 5 объекты. Они представляют собой небольшие малоамплитудные поднятия. Из рассматриваемых объектов только 2 и 3 довольно крупные и высокоамплитудные, имеют достаточно большие нефтегазос-борные площади, раскрывающиеся в южном направлении. Объект 5 в значительной степени расформировался под влиянием регионального наклона и представляет собой небольшую систему поднятий. Но выделяется ряд новых, более молодых объектов - I, II, III и IV, также представляющих собой небольшие поднятия. Только III объект имеет значительную нефтегазос-борную площадь. К настоящему времени I объект уже разбурен, промышленных залежей нефтегазоностности в нем не обнаружено. Это может быть связано с перехватом потока флюидов 5 объектом и малой нефтегазосборной площадью.

Кровля воробьёвских отложений к началу среднеюрского времени (рис. 5) в значительной степени напоминает современный структурный план (табл. 2). Как и по кровле клинцовских отложений, здесь вы-

деляются две структурные террасы, которые отделяются друг от друга уступом от 50 до 80 м. Амплитуда глубин составляет более 350 м, средний уклон - 20 м/км, средняя глубина -2000 м, что также соответствует стадии катагенеза МК1. На рисунке 5 прослеживаются только 2, 5, I и IV объекты. Наиболее четко выражен 5 объект, обладающий амплитудой более 30 м и самыми большими размерами.

В настоящее время на данном участке по кровле клинцовских и воробьёвских отложений выделяется большое количество мелких антиклинальных поднятий небольших размеров и малых амплитуд. Современный структурный план кровли клинцов-ских отложений характеризуется наличием южной и северной структурных террас, которые отделяются друг от друга крутым уступом амплитудой от 100 до 250 м. Амплитуда глубин участка составляет около 400 м, средний уклон - 27 м/км, средняя глубина -2600 м. На лежащей выше кровле воробьёвских отложений также выделяются северная и южная структурные террасы, отделяющиеся друг от друга уступом

Рис. 5. Схема кровли воробьёвских отложений к началу среднеюрского времени

Таблица 2

Корреляция современных и палеоструктурных планов кровли клинцовских и воробьёвских отложений по методу Пирсона

kD2kl kD2vb l^kl к началу J2 kD2vb к началу J2 kD^ к началу D3sr kD2vb к началу D3sr

rn2ki 1 0,98 0,79 0,72 0,46 0,19

kD2vb 0,98 1 0,78 0,75 0,38 0,25

kD2kl - кровля клинцовских отложений, kD2vb - кровля воробьёвских отложений, J2 - среднеюрский возраст

от 80 до 200 м. Амплитуда глубин составляет 380 м, средний уклон - 26 м/км, средняя глубина -2400 м.

Сравнивая современные структурные карты с палеотектоническими схемами, заметно, что практически все выявленные объекты имеют достаточно молодой возраст. Согласно идеям Машковича К. А. [1], они представляют небольшой поисковый интерес. Наиболее древним объектом следует считать 5-й. Его возраст по кровле клин-цовских отложений досаргаевский. Кроме того, он обладал и обладает сравнительно большой нефтегазосборной площадью, которая раскрывается в южном направлении, но полностью по имеющимся картам не отслеживается. Также в благоприятных палеоструктурных условиях находились 2, 3 и III объекты. Среди них только 2-й объект всегда прослеживался как по кровле клин-цовских, так и по кровле воробьёвских отложений. Древний возраст имеет и 3-й объект, но по палеоструктурным схемам кровли воробьёвских отложений не выделяется. Аналогичная ситуация у III объекта, однако он возникает гораздо позднее.

Кроме всего прочего, стоит отметить, что и в карбоне в пределах всей Карамышской

впадины, в том числе и в северо-восточной части, отмечается высокое содержание природного газа. Но при этом в пределах рассматриваемого участка современные и палеоглубины по кровле клинцовских отложений не превышали отметки -2850 м, что соответствует преимущественно нефтяной стадии катагенеза МК1. Накопление в таких условиях значительных объемов газа возможно только при условии его миграции со стороны более глубоких участков с южного или восточного направления. В Александровском месторождении, расположенном севернее рассматриваемого района, в ардатовских и клинцовских отложениях выявлены нефтяные залежи, в тульских же отложениях - газонефтяная. При этом южнее было открыто Ново-Сергиевское нефтегазовое месторождение, где в ардатовских отложениях обнаружена газовая залежь, а в воробьёвских - нефтяная. На самом участке было открыто Багаев-ское месторождение с газовой (газоконден-сатной) залежью в тульских отложениях (табл. 1). Таким образом, с большой долей вероятности можно утверждать, что по отложениям карбона происходила миграция углеводородов в северном направлении,

это способствовало возникновению газовых залежей Багаевского и Александровского месторождений. Однако отсутствие газовых залежей в девонских отложениях Александровского месторождения может свидетельствовать об отсутствии миграционного притока газа со стороны более покруженных участков. Учитывая эти факты и то, что в пределах рассматриваемого участка существуют структуры древнего заложения, можно предположить следующее: 1) миграция углеводородов по средне-девонским отложениям протекала преимущественно за счет жидких углеводородов собственной генерации; 2) происходила достаточно интенсивная миграция газообраз-

ных углеводородов, которые аккумулировались южнее Александровского месторождения в пределах рассматриваемого участка. Полученный результат, к сожалению, не позволяет сделать однозначный вывод. Требуется более детальное изучение палеотектоническими методами в варианте изопахического треугольника, как данного участка, так и участков, расположенных южнее и восточнее, для подробного исследования возраста объектов и эволюции нефтегазосборных площадей всего фонда обнаруженных структур. Что позволит выявить наиболее перспективные объекты, а следовательно, снизит риски поискового этапа работ.

Л и т е р а т у р а

1. Машкович К. А. Методы палеотектонических исследований в практике поисков нефти и газа. - М.: изд-во «Недра», 1976. - 221 с.

2. Нейман В. Б. Теория и методика палеотектонического анализа. - М.: изд-во «Недра», 1984. - 80 с.

УДК 553.98.041

ФОРМИРОВАНИЕ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮГА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

© 2016 г. А. И. Орешкин

АО "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"

Важнейшим фактором успешного прогноза нефтегазоносности поискового объекта (структуры) является понимание совокупности процессов, приводящих к формированию залежей нефти и газа в данных геологических условиях.

Одним из основных условий формирования залежей УВ является наличие миграции углеводородов (УВ), генерированных нефтегазоматеринскими породами (НГМП), создающей необходимые предпосылки для накопления УВ и особенности нефтегазо-носности бассейнов.

Особенностью южной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУ НГП) является ее пограничное расположение с мощным очагом генерации -подсолевыми отложениями Прикаспийской впадины. Существование латерального миграционного потока из внутренних частей Прикаспийской впадины в юго-восточные участки ВУ НГП достаточно отчетливо демонстрируется характером распространения газовых залежей, тяготеющих именно к этому району (Волгоградская, Саратовская, юг Самарской и Оренбургской обла-