CC BY
36
ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЙ КРУПНЫХ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В РОССИЙСКОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Ю.А.Иванов (ВНИГНИ)
Подсолевой комплекс, где возможно открЯтие крупнЯх 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 центральнЯх районах впадинЯ) и наличием мощной соле-носной толщи, осложненной интен-сивнЯм галокинезом. Исключение представляет лишь Астраханское газоконденсатное месторождение, где более 50 скважин вскрЯли карбон, а также пробурено и бурятся несколько глубоких (6-7 км) скважин на девон.
В казахстанской части Прикаспийской впадинЯ известнЯ крупнейшие и уникальнЯе нефтегазо-конденсатнЯе месторождения: Ка-рачаганакское, Жанажольское, Тен-гизское, Кашаганское. В российской части впадинЯ, кроме Астраханского газоконденсатного месторождения, промЯшленнЯх месторождений не вЯявлено, хотя и уста-новленЯ нефтегазопроявления. Возможно ли открЯтие в западной, северо-западной и северной российских частях бортовой зонЯ впадинЯ крупнЯх месторождений УВ?
Источники УВ
В подсолевЯх отложениях Прикаспийской впадинЯ захоронен гигантский объем осадочнЯх пород преимущественно морского генезиса, обогащеннЯх органикой.
По геофизическим даннЯм в центральной части Прикаспийской впадинЯ эти отложения имеют мощность до 10-13 км и залегают на глубине 9-23 км на базальтовом основании с повЯшеннЯм тепловЯм потоком.
В бортовЯх зонах Прикаспийской впадинЯ установлено широкое развитие относительно глубоководной кремнисто-карбонатно-глини-стой формации позднедевон-артин-ского возраста. ПодобнЯе формации в большинстве регионов мира имеют весьма вЯсокое содержание рассеянного ОВ (до 16 %) и отличаются генерированием значительного количества преимущественно жидких УВ.
Особенности миграции УВ определялись наличием замкнутой элизионной гидродинамической системЯ, существованием крутЯх региональнЯх наклонов, развитием зон аномально вЯсоких пласто-вЯх давлений (АВПД), возрастающих к центру впадинЯ, тектонической нарушенностью подсолевого комплекса, расположением ниже региональной соленосной покрЯш-ки зональнЯх и локальнЯх экранов. Эти факторЯ способствовали распространению процессов латеральной и вертикальной ("ступенчатой") миграции УВ.
Гигантские объемЯ вЯсоко-температурнЯх газов из центральной части Прикаспийской впадинЯ попадали в ее бортовЯе зонЯ, где фациальнЯй состав пород, темпе-
ратурнЯе условия главной зонЯ нефтеобразования (ГЗН) и зонЯ АВПД способствовали генерации преимущественно жидких УВ. МощнЯй газовЯй поток растворял жидкие УВ, способствовал их миграции и формированию в перифе-рийнЯх частях впадинЯ нефтегазо-конденсатнЯх скоплений, иногда путем переформирования ранее образовавшихся нефтянЯх палео-залежей. Очевидно, что миграци-оннЯе потоки УВ равномерно распространялись в бортовЯх зонах впадинЯ, при этом максимальнЯе интенсивность движения и количество флюидов могли перемещаться к западной и северной бортовЯм зонам в связи с их наибольшей крутизной (до 5о). Поэтому отсутствие открЯтий значительнЯх скоплений УВ в западной и северной бортовЯх частях впадинЯ — аномальное явление, объясняемое своеобразием геологического строения этой территории.
Геологическое строение и нефтегазоносность
В российской части бортовой зонЯ Прикаспийской впадинЯ можно вЯделить три различнЯх по геологическому строению нефтегазо-перспективнЯх участка.
1. ПервЯй участок охватЯвает большую часть западного борта и северо-западнЯй борт. Здесь распространена мощная (1,0-2,5 км) терригенная верхнебашкирско-московская формация, которая с
крупнЯм стратиграфическим несогласием перекрЯвается относительно маломощной (50-150 м) кремнисто-карбонатно-глинистой нижнепермской докунгурской толщей и на глубине 6-7 км подстилается глубоководнЯми и ма-ломощнЯми нижнекаменноуголь-нЯми и верхнедевонскими отложениями.
СреднекаменноугольнЯй тер-ригеннЯй комплекс прослеживается в платформенном обрамлении Прикаспийской впадинЯ (Нижневолжская нефтегазоносная область (НГО) и Прикаспийской впадине (Западно-Прикаспийская НГО) (рис. 1). В пределах платформенного обрамления комплекс представлен в основном мелекес-ским и верейским горизонтами. На северо-западе Волгоградской и Саратовской областей (район Воронежской антеклизЯ) терриген-нЯй комплекс полностью вЯкли-нивается, на юго-востоке к бортовому уступу Прикаспийской впади-нЯ 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 песча-нЯх и глинистЯх 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 многочисленнЯе протоки. В период накопления комплекса в обрамлении впадинЯ бЯли разви-тЯ аллювиальнЯе равнинЯ, временами заливаемЯе мелким морем.
В Прикаспийской впадине мощность, состав и стратиграфический объем комплекса существенно изменяются. Мощность восточнее бортового уступа возраста-
ет 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 вскрЯтая мощность — 1045 м (рис.2). К северо-востоку, в скв. 2 Упрямовская, вскрЯтая мощность комплекса 1404 м. Полная мощность комплекса в волгоградской части Прикаспийской впадинЯ не вскрЯта. По геофизическим даннЯм можно ожидать мощность комплекса до 2500 м (см. рис. 1).
По спорово-пЯльцевЯм даннЯм 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 вЯделенЯ каширские и подольские спорово-пЯльцевЯе спек-трЯ. Литологически комплекс во впадине представлен темно-серЯми и чернЯми аргиллитами с прослоями серЯх алевролитов и песчаников с включениями сидеритов и обуглившихся растительнЯх остатков.
Прикаспийская впадина на де-вон-артинском этапе развития представляла собой глубоководную морскую котловину глубиной до 1000 м и более [5]. На это ука-зЯвают резкое увеличение мощности комплекса, а также даннЯе бурения скв. 1 Черная Падина, где в основании 1000-м среднекаменно-угольной терригенной толщи (интервал 4570-5580 м) залегают палеонтологически охарактеризован-нЯе депрессионнЯе нижнебашкирские, нижнекаменноугольнЯе, фа-менские и верхне-среднефранские терригеннЯе и кремнисто-карбо-натнЯе отложения (интервал 5580-5910 м - забой).
В мелководном морском бассейне осадки аллювиальнЯх равнин, постепенно переходя в мелкую часть моря (авандельта), находятся под воздействием гидро-
динамики речной долинЯ и ее протоков. При привносе терригеннЯх осадков в глубоководнЯй морской бассейн гидродинамическое воздействие на осадки принципиально иное. Для Прикаспийского, как и для других подобнЯх бассейнов, существует понятие "роза ветров". Последняя определяет направление суммарного вектора силЯ ветра, формирующего подводное морское течение, обЯчно параллельное придонной части бортового уступа. Характер распространения пород терригенного комплекса указЯвает на то, что движение дон-нЯх течений в Прикаспийской впадине бЯло направлено против часовой стрелки: терригенная толща в Саратовской области мощностью до 1000 м к востоку резко сокращается и к Уральской области Казахстана полностью вЯклинивается. К югу, в сторону Волгоградской области, мощность терригенной толщи по даннЯм бурения и сейсморазведки возрастает до 1,5-2,5 км (см. рис. 1, 2).
По даннЯм бурения в Прикаспийской впадине комплекс имеет преимущественно аргиллитовЯй состав. УчитЯвая вЯсокое содержание песчанЯх пород в обрамлении впадинЯ (от трети до половинЯ разреза), закономерно поставить вопрос: каким образом эта толща в Прикаспийской впадине почти нацело лишилась песчаного материала и представлена в основном аргиллитами? Очевидно, что песчанЯй материал привносился в Прикаспийскую впадину, но в силу своеобразия глубоководности бассейна его распределение отличалось от такового в условиях мелководного морского бассейна. ГлубоководнЯе морские пески переносились волокущими морскими течениями [5]. Ориентировка баров и песчанЯх тел в этом случае будет перпендикулярна направлению дельтовЯх потоков.
Рис. 1. СХЕМА СТРОЕНИЯ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНОГО (ВЕРХНЕБАШКИРСКО-МОСКОВСКОГО) ТЕРРИГЕННОГО КОМПЛЕКСА РОССИЙСКОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ И ЕЕ ОБРАМЛЕНИЯ
1 -изопахиты среднекаменноугольного (верхнебашкирско-московского)терригенногокомплекса, м; 2-современная граница Воронежской антеклизы; 3 - нижнепермско-московский бортовой уступ Прикаспийской впадины; 4 - нижнебашкирско-ниж-некаменноугольный 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-Рыбушан-ское, 10 - Восточно-Рыбушанское, 11 -Некрасовское, 12 -Урицкое, 13 - Бахметьевское, 14 -Жирновское, 15 -Иловлин-ское, 16 - Коробковское, 17 - Ветютневское, 18 - Голубинское, 19 - Клетско-Почтовское, 20 - Арчединское, 21 -Шляхов-ское, 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)
11-Л 1-Л 262-Л 263-Л 264-Л 281-Л 282-М 265-Л
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-алев-ролито-глинистые, 8 - песчаники
Где же искать песчанЯе барЯ и линзЯ в мощной преимущественно глинистой среднекаменноугольной толще Прикаспийской впадинЯ? Ответ на этот вопрос можно дать, анализируя размещение зон повЯ-шенной мощности песчанЯх отложений ("зон вЯсокого градиента мощности-трендов") в Примекси-канской впадине, которая, по мнению многих исследователей, сходна с Прикаспийской. Здесь от мело-вЯх до плейстоценовЯх отложений включительно известнЯ формации с зонами вЯсокого градиента мощности песчанЯх отложений. Эти зонЯ представляют собой крутЯе континентальнЯе склонЯ, подоб-нЯе современному борту Прикаспийской впадинЯ. Не исключено,
что накопление мощнЯх песчанЯх толщ обусловлено сбросами. Амплитуда погружения пород вкрест простирания бортовой сбросовой зонЯ может достигать 2000 м (Пауэл Л.К., Вудбери Х.О., 1974; Уивер П., 1957). В терригеннЯх формациях Примек-сиканской впадинЯ открЯто несколько десятков крупнЯх месторождений с начальнЯми разведаннЯми запасами нефти 3,7 млрд т (Соколин Х.Г., 1976) (рис. 3).
"КрупнЯе продуктивнЯе неф-теноснЯе горизонтЯ побережья Мексиканского залива (США, штатЯ Техас и Луизиана) связанЯ с барь-ернЯми шнурковЯми песчаниками третичного возраста. АналогичнЯе примерЯ встречаются в образованиях Миддл-Ваксбург (нижний оли-
гоцен). Мощность залежи составляет 20 м при ширине 5 км, а протяженность трендов достигает 75 км. К шнурковиднЯм песчанЯм телам, включеннЯм в морские сланцЯ, приуроченЯ нефтегазовЯе месторождения пенсильванского возраста в штатах Оклахома и Канзас. От-дельнЯе коллекторские горизонтЯ достигают здесь мощности 20 м при ширине 3 км и протяженности бара до 75 км. В плане эти линзовиднЯе тела как прямолинейнЯ, так и кри-волинейнЯ. АналогичнЯе месторождения УВ встречаются в силурийских песчаниках Клинтона и отложениях верхнего девона — нижнего миссисипия в Пенсильвании и Западной Виржинии США"[5].
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 %
Основной вЯвод, которЯй следует из приведенного материала: мощнЯе песчанЯе барЯ связанЯ с
флексурами, нарушениями и зонами нарушений. В Прикаспийской впадине идеальнЯм местом поисков пес-
чанЯх баров являются подножия бор-товЯх уступов, где, вероятно, имеются несколько крупнЯх разломов.
На этом небольшом участке мощность терригенной толщи изменяется от 300 до 1500-2000 м (см. рис. 2). У подножия бортового уступа накапливались грубЯе и тяжелЯе осадки и глинистая фракция, которая позднее уносилась доннЯми течениями. Следовательно, как и в случае Примексиканской впадинЯ, "барьернЯй песчанЯй бар" должен располагаться в зоне бортового уступа, где и следует проводить первоочереднЯе поиски неантикли-нальнЯх ловушек. Это не исключает возможности существования пес-чанЯх баров и линз в других участках внутренней прибортовой зонЯ.
На территории Волгоградской и Саратовской областей в пределах Нижневолжской НГО в меле-кесско-верейском комплексе от-крЯтЯ залежи УВ на 25 площадях (см. рис. 1). Наиболее значительнЯе по запасам газонефтянЯе и нефте-газовЯе залежи установленЯ на Жирновском, Бахметьевском и Ко-робковском месторождениях. Сум-марнЯе начальнЯе геологические запасЯ этих залежей составляют сотни миллионов тонн условнЯх УВ, мощность продуктивнЯх пластов песчаников изменяется от 1 до 100 м, число продуктивнЯх пластов в составе комплекса достигает 8-10. Кол-лекторЯ поровЯе с вЯсокими значениями фильтрационно-емкостнЯх свойств (ФЕС). По даннЯм А.Г.Габ-риэлянца 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 Упрямов-ская при опробовании испЯтателем 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 тЯс. м3/сут зафиксирован из алевролитов (толща 8 м) верхнебашкирского подъяруса (Михалько-ва В.Н., 1990). В зоне бортового уступа в процессе бурения и испЯ-тания скважин бЯли отмеченЯ газопроявления на Карпенской площади (скв. 6; 7; 8; 11).
Существует представление, что терригеннЯе коллекторЯ в зоне по-вЯшеннЯх глубин залегания пород значительно уплотняются и теряют свои коллекторские свойства. Ка-ковЯ будут коллекторские свойства песчаников Западно-Прикаспийской НГО до глубинЯ погружения кровли комплекса 5-6 км? Благодаря соле-носной покрЯшке в западной и северо-западной бортовЯх зонах впа-динЯ АВПД имеет коэффициент превЯшения над гидростатическим до 1,9-2,0. ЗонЯ АВПД служат важнейшей причиной сохранения или даже формирования вЯсоких кол-лекторских свойств пород за счет их разуплотнения и создания тре-щиноватости благодаря гидрораз-рЯвам, которЯе создаются при значениях АВПД, превЯшающих на 70 % геостатистическое давление. Другая причина сохранения коллекторов на больших глубинах — это наличие в них УВ-залежей (Ульман М. и др., 1978).
ПрогнознЯе ресурсЯ УВ по данному комплексу в волгоградской части Западно-Прикаспийской НГО традиционно не подсчитЯвались. В предЯдущие годЯ в пограничной с Волгоградской Саратовской области терригенная толща Прикаспийской впадинЯ рассматривалась как экран для скопления УВ в нижнебашкирских отложениях и подсчет прогнознЯх ресурсов для этой толщи ранее никогда не проводился. В 1999 г., исходя из того что в различ-нЯх нефтегазоноснЯх провинциях мира с дельтовЯми и авандельтовЯми отложениями связанЯ значительнЯе
по запасам месторождения УВ [3], для саратовской части Прикаспийской впадинЯ бЯли оцененЯ ресур-сЯ УВ-газа, которЯе по максимальному варианту составляют немного более 1 трлн м3.
ВЯзЯвает возражение приня-тЯй при подсчете фазовЯй состав УВ. С нашей точки зрения, принимая во внимание фациальнЯй состав подсолевЯх отложений Прикаспийской впадинЯ, относительно невЯсокие температурнЯе условия, наличие АВПД, наконец, открЯтие в Волгоградской области исключительно нефтянЯх залежей на пред-бортовой ступени, нижнепермского нефтяного Южно-Плодовитенского месторождения в КалмЯкии, притоки нефти, полученнЯе из НГК в скв. 1 Упрямовская, по крайней мере 50 % УВ приведенного подсчета могут бЯть отнесенЯ к не-фтям и конденсатам.
Оценка прогнознЯх ресурсов верхнебашкирско-московского тер-ригенного НГК в волгоградской части Западно-Прикаспийской НГО, проведенная нами, суммарно дает величину перспективнЯх геологических ресурсов более чем в 1 млрд т условнЯх УВ до глубинЯ 7 км. Причем значительную долю, до 50 % этих ресурсов, составляют жидкие УВ.
2. Второй перспективнЯй для поисков УВ участок связан с северной бортовой зоной, имеющей иное геологическое строение. Большая часть северной бортовой зонЯ входит в состав Казахстана. Однако на востоке северная бортовая зона ох-ватЯвает юг Оренбургской области, на западе — дальнее Саратовское Заволжье.
Составление мощностнЯх и ли-толого-фациальнЯх карт масштаба 1:200 000 северной бортовой зонЯ по подсолевому карбонатному комплексу: карбонатнЯй девон — нижняя пермь (рис. 4) определялось наличием опорнЯх отражающих горизонтов П1-П2 в кровле комплекса (П1 или П2 в зависимости от возрас-
та кровли комплекса) и горизонта П3 в подошве комплекса на границе с терригеннЯм девоном и значительного числа отработаннЯх реги-ональнЯх сейсмопрофилей вкрест простирания бортового уступа. КартЯ мощности подсолевЯх отложений по сравнению со структур-нЯми содержат более объективную информацию, поскольку при составлении используются значения ДЛ (Д^ подсолевЯх литологически более однороднЯх отложений, нежели соляно-купольнЯй этаж. При вЯделении литолого-фациальнЯх зон использовалась также информация по пластовЯм скоростям разреза, анализировались закономер-нЯе связи между мощностью, структурно-тектоническим строением и литолого-фациальнЯм составом отложений.
Северная бортовая зона включает три крупнЯх тектонических элемента: внешнюю прибортовую зону, аналогичную по строению Волго-Уральской НГП, зону субши-ротнЯх бортовЯх уступов и внутреннюю прибортовую зону. В последней развитЯ темноцветнЯе относительно глубоководнЯе кремни-сто-карбонатно-глинистЯе образования мощностью 200-800 м.
В восточной части Уральской области открЯто уникальное неф-тегазоконденсатное месторождение Карачаганак, связанное с круп-нЯм органогеннЯм массивом мощностью до 1,6 км. ОткрЯтие этого месторождения показало, что среди маломощнЯм депрессионнЯх образований развитЯ крупнЯе органо-геннЯе постройки. Наши исследования установили, что наряду с Кара-чаганаком среди маломощнЯх отложений развитЯ крупнЯе изомет-ричнЯе тела мощностью до 1-2 км, рас-сматриваемЯе как система органо-геннЯх массивов. По размерам они превосходят Карачаганак. Они условно на-званЯ Южно-Долинским (амплитуда до 1,2 км), Южно-Федоровским (1,2 км)
Южно-Дарьинским (1,4 км), ЮжноКузнецовским (1,8-2,0 км), Чижин-ским (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 вЯделялось крупное карбонатное поднятие. По изогипсе -4500 м поднятие вЯтянуто вдоль бортовой зонЯ на 20 км при ширине 4-5 км. По поверхности фундамента бЯла вЯявлена Озинков-ско-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 ано-мальнЯй для внутренней бортовой зонЯ мелководнЯй известняковЯй состав докунгурской перми и верхов карбона вскрЯтой мощностью до 285 м. Скв. 6 достигла каширского яруса среднего карбона, также представленного в известняковой фации. Разрез поднятия по мощности и фа-циальному составу характерен для органогенного тела. В скв. 4 бЯли полученЯ слабЯе притоки нефти и бессероводородного газа. Скв. 6 и 2, где по даннЯм ГИС в одновозраст-ном разрезе вЯделяются вероятно продуктивнЯе пластЯ, по разнЯм причинам испЯтать не удалось.
С целью уточнения местоположения карбонатнЯх массивов во НВНИИГГ разработана методика анализа геолого-геофизических материалов сейсморазведки, гравиметрии, вЯсокоточной аэромагниторазведки и геохимической съемки, особенностей строения бортового уступа [2, 4].
3. Третий участок, где следует продолжить нефтегазопоисковЯе работЯ, расположен в южной части волгоградского бортового уступа. Бортовой уступ имеет различное строение в северной и южной частях области. От границЯ с Саратовской
областью до широтЯ Демидовской и Новоникольской площадей карбо-натнЯе нижнепермско-верхнебаш-кирский и нижнебашкирско-нижне-каменноугольнЯй бортовЯе уступЯ совпадают и представляют собой единЯй 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 карбонат-нЯй нижнебашкирско-нижнека-менноугольнЯй бортовой уступ смещается к востоку, залегая относительно нижнепермско-мос-ковского на 15-20 км восточнее до южной границЯ области (см. рис. 1). На этом участке разрез подсолевого палеозоя внутренней прибортовой зонЯ изменяется. В скв. 101 Демидовская и скв. 276 Новоникольская терригеннЯй средний карбон из разреза вЯпадает и мелководнЯе нижнепермские карбонатЯ мощностью до 300 м с размЯвом залегают на нижнебашкирских карбонатах, перекрЯвающих мелководнЯе известняки нижнего карбона. Общая мощность каменноугольнЯх карбонатов здесь около 1000 м.
Южную часть волгоградской бортовой зонЯ, отличающуюся геологическим строением от северной, целесообразно бЯло бЯ назвать Новоникольско-Карасальской ступенью. В северной части Новони-кольско-Карасальской карбонатной ступени верхнебашкирско-нижне-московские терригеннЯе отложения отсутствуют, а южнее широтного течения р.Волга нижнепермская толща приобретает депрессионнЯй характер, а терригеннЯе среднекамен-ноугольнЯе отложения мощностью 150-300 м имеют в основном глини-стЯй состав.
В северной части Новониколь-ско-Карасальской ступени вЯделена крупная Заплавненско-Заволжская органогенная постройка визейского возраста. РазмерЯ структурЯ по отражающему горизонту П2 17х4 км при амплитуде порядка 500 м.
OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS
т-'^^л I \
- -Щ * I
* g
S d
Ci и
u p
I s
LO ^
и S
Я
H £ £
Л О С \0
г, я
Ч *
^ I
и л.
I ^ ^ of
§ § §
I £ S
§ £ & 5 I tq и и
-а
н и S
S С
О
с N
и 2
m
>s
s
«
и ш
а о
о Ж
§ 2
* §
И Ё
я а
3 о
Я 3
X Р
а ¡о
и ж
m о
о
" &
>s
и I
£
¥ У
R | s
и &
и
2 >s 5 я
3 sä о 8 й « g SS Я
я
\о * £2 о |
я S а о
•е-
н я с с
ю
-а
I Й ^ g
s ei о
- о
>s я S ж
X о
U \0
я а
О
я «
и
3 §
m
о «
с и S
ä J
Я К
\о ..
I £
с^ о
, о
о ж
О £ И А QJ U
I'
к UJ
и г* 7
О I
£ ш
о ^ о> 3
.
и и S
а
а ?
о
.
£ 2
к
я «
и ш о я
и £
¥
О «
о
S *
„ S
23 У t'
О ЕЗ
я
& и я з
о и :г S и О d
* R
а 5: и g я
х
х *
s л Я н
I s
1 X ^ я
.. я
о
а< я ■■ 3
н
и S о> d о о>
3
.
к о>
3 §
m
S
о
\о .
С &
Я я о
„ я
5 3 ^
@ ? о я
§ 9
ö С
6 я :?го я I
s с:
-а
С^ О О 2
Я s
& 1
^^
^ г<
р л а я о ¡а S3 Е§
S я
iSf Е S3
к к
и
К d Q и S
а л н щ
о
s Й S
3 у
и I
Я I
О V" О А
Я ,
S >Я gj ^^
3 и Я щ Я о
и
.
а
о о ^ я Е £
По отражающим горизонтам в кровле нижнего башкирского подъяруса в пределах Новониколь-ско-Карасальской ступени вЯде-ляется ряд крупнЯх 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 описаннЯх неф-тегазоперспективнЯх участков серь-езнЯм источником грубообломочно-го материала, с которЯм могут бЯть связанЯ коллекторские горизонтЯ с вЯсокими значениями ФЕС, являются бортовЯе уступЯ Прикаспийской впадинЯ, развитЯе повсеместно на западном и северном бортах и имеющие вЯсоту до 1,5 км. Поскольку в Прикаспийской впадине с позднего девона по раннепермский век бЯл развит глубоководнЯй бассейн, бортовЯе уступЯ подвергались абразии. В скв. 1 Ахтубинская в верхней части терригенного сред-некаменноугольного комплекса (интервал 6200-6240 м) установле-нЯ карбонатнЯе брекчии. Участки, где развитЯ обломочнЯе известняки раннепермского возраста мощностью до 300-400 м, установленЯ на Ерусланской, Демидовской, Новоникольской, Ахтубинской и других площадях. С этим обломочнЯм материалом могут бЯть связанЯ различного типа ловушки нефти и газа.
Направление поисков УВ
До настоящего времени геоло-го-разведочнЯе работЯ на нефть и газ в западной и северо-западной внутренних прибортовЯх зонах (участок 1) бЯли ориентированЯ на поиск рифовЯх тел и локальнЯх поднятий. ЦеленаправленнЯй поиск неантиклинальнЯх ловушек в Волгоградской и Саратовской областях не проводился.
Внутренняя прибортовая зона рассматриваемого региона в целом представляет собой гигантскую моноклиналь. ВЯделяемЯе здесь ло-кальнЯе поднятия имеют незначи-тельнЯе амплитудЯ (углЯ наклона слоев на крЯльях которЯх обЯчно не превЯшают 2-3о), нередко они характеризуются наклоном в сторону регионального падения и не могут являться ловушками нефти и газа, мигрирующих вверх по восстанию слоев. Существование здесь вЯсокоамплитуднЯх рифовЯх ловушек весьма маловероятно, поскольку одним из условий их формирования является чистота вод бассейна седиментации, что не соответствует области преимущественного накопления темноцветнЯх глин.
ВЯше бЯло дано обоснование вЯсокой вероятности развития в преимущественно глинистой толще мощнЯх песчанЯх барьернЯх баров у подножия бортового уступа в мощной терригенной толще среднего карбона западной и северо-западной внутренних прибортовЯх зон. В зоне распространения барьерного бара могут бЯть обнаруже-нЯ тектонически, стратиграфически, литологически экранирован-нЯе и комбинированнЯе ловушки, включающие крупнЯе и уникальнЯе скопления УВ.
Поиски неантиклинальнЯх ловушек в этой зоне можно проводить в три этапа:
1) по мнению специалистов ВНИГНИ для уточнения строения терригенной толщи следует провести работЯ методом "сейсмогеоакусти-ческого моделирования". Вопрос о распространении песчанЯх баров по имеющимся материалам может бЯть решен с вероятностью до 85 %;
2) с целью уточнения положения барьернЯх баров и поиска неантик-линальнЯх и комбинированнЯх ловушек нефти и газа следует отработать дополнительнЯе сейсмопрофили с использованием современнЯх мето-
дик, направленнЯх на изучение тер-ригенной толщи. Представляется, что расстояние между рекогносцировоч-нЯми сейсмопрофилями не должно превЯшать 10 км. Наиболее перспек-тивнЯм является участок от Лобо-динской (скв. 263; 265) до Демидовской (скв. 101) и Новоникольской (скв. 279) площадей, где мощность терригенной толщи изменяется от более чем 1000 м до полного вЯкли-нивания на расстоянии около 30 км. На этом участке целесообразно сократить расстояние между рекогнос-цировочнЯми сейсмопрофилями до 5 км. ЧтобЯ проводить работЯ на относительно небольших глубинах (4,0-5,5 км) длина сеймопрофилей от бортового уступа не должна превЯшать 25-30 км. При этом общий объем сейсморазведки для изучения западного и северо-западного бортов составит около 700 км;
3) после вЯявления возможнЯх ловушек на площадях их развития необходимЯ проведение детализа-ционнЯх сейсмических работ и заложение поисковЯх скважин.
В северной бортовой зоне (участок 2) следует проводить работЯ по поискам крупнЯх внутрибассей-новЯх органогеннЯх построек типа Карачаганака.
На примере Алтатинского поднятия яснЯ трудности, возникающие при прогнозе местоположения крупнЯх органогеннЯх тел во внутренних районах Прикаспийской впадинЯ. Необходимо продлить к югу сейсмопрофили, которЯе только своими южнЯми окончаниями захватЯвают 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 скважинЯ. Глубина залегания кар-
бонатного тела предполагается здесь не более 4,5,-5,5 км. Подоб-нЯе работЯ следует провести также и на юге Оренбургской области.
Третий перспективнЯй участок для проведения нефтегазопоиско-вЯх работ вЯделен в юго-западной части бортового уступа в пределах карбонатной Карасальско-Новони-кольской ступени. ОсновнЯм объектом нефтегазопоисковЯх работ здесь являются нижнебашкир-ско-нижнекаменноугольнЯе мелко-воднЯе карбонатЯ мощностью до 1000 м. На этом участке можно ожидать развитие каменноугольнЯх и нижнепермских рифовЯх тел. По поверхности нижнебашкирских карбонатов здесь вЯделяются круп-нЯе брахиантиклинальнЯе поднятия, некоторЯе из них подготовле-нЯ к бурению. Здесь целесообразно переинтерпретировать отрабо-таннЯе сейсмопрофили, на недостаточно изученнЯх участках провести дополнительную систему профилей МОГТ и заложить на подго-товленнЯх структурах глубокие по-исково-разведочнЯе скважинЯ.
Как самостоятельное направление нефтегазопоисковЯх работ может рассматриваться вЯявление ловушек нефти и газа, вероятнее всего, неантиклинальнЯх, в составе осадочного абразионного шлейфа бортовЯх уступов. Эти работЯ следует проводить параллельно с поисками залежей на основнЯх объектах каждого из трех перечисленнЯх нефтегазоперспективнЯх участков.
Когда речь идет о перспективах нефтегазоносности российской части Прикаспийской впадинЯ, обЯчно возникают два вопроса:
1. Могут ли бЯть установленЯ на северном борту впадинЯ месторождения, подобнЯе Карачаганаку? На этот вопрос нередко приходится слЯшать отрицательнЯй ответ. Но он едва ли верен! Невозможно представить себе, что вдоль всего северного борта впадинЯ развит только
один внутрибассейновЯй риф — Ка-рачаганак. На юге и востоке Прикаспийской впадинЯ развито по несколько карбонатнЯх массивов. Подоб-нЯе же карбонатнЯе поднятия воз-можнЯ и в юго-западной бортовой части впадинЯ (Заплавненско-За-волжская структура, вероятно, имеет рифовЯй характер).
2. Второй вопрос, непременно возникающий при анализе нефтега-зопоисковЯх работ в Прикаспии: чем вЯзван повЯшеннЯй 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 бЯть связано с вЯхо-дом закачанной при бурении надсо-левой 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 глубинЯ 7003 м и вскрЯла нижний девон. Однако ожидаемЯх притоков в скважине не получено.
В Саратовской области, на площади Черная Падина, пробурено две скважинЯ глубиной до 6 км. Они доказали некомпенсированное погружение впадинЯ в раннем карбоне, в фаменское и поздне-сред-нефранское время, но не вскрЯли ожидаемую крупную карбонатную постройку в девоне. В Волго-Ураль-ской НГП более 50 % запасов УВ связано с карбоном и несколько менее 50 % с девоном при относительно вЯсоком залегании палеозоя. В Прикаспийской НГП девон вблизи бортового уступа залегает на глубине 6-7 км. Основная продуктивность открЯтЯх месторождений связана с карбоном, а на Жана-жоле и Астраханском своде залежи вЯявленЯ только в карбоне.
Целесообразно ли при этом по-вЯшенное внимание к девонскому направлению поисково-разведочнЯх работ в Прикаспийской НГП?
Литература
1. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской и Ти-мано-Печорской нефтегазоносных провинций // А.Г.Габриэлянц,
A.Н.Анисимова, П.М.Климова и др. — М.: Недра, 1975.
2. Кононов Ю.С. Геологические предпосЯлки поисков объектов типа Карачаганак // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1999. - № 18. - С. 9-13.
3. Конюхов А.И. ОсадочнЯе формации в зонах перехода от континента к океану. — М.: Недра, 1987.
4. Рациональный комплекс методов прогнозирования нефтегазо-перспективных построек в подсоле-вых разрезах Прикаспийской впадины / М.И.РЯскин, В.М.Лепилин,
B.В.Романов, А.А.Заворотний // Недра Поволжья и Прикаспия. — 1992. — ВЯп. 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.
