Новые данные о геологическом строении и перспективы нефтегазоносности Зея-Амурского междуречья
В.Г. ВАСИЛЬЕВ, В.Т. ВЕБЕР, М.М. МАНДЕЛЬБАУМ
Обширная территория Зея-Амурского междуречья в последние годы все более и более привлекает к себе внимание работников нефтяной геологии и вместе с тем представляет собой «белое пятно», так как о глубинном строении его не существует каких- либо конкретных литературных сведений.
На территории междуречья по данным А.С. Музылева и А.А. Леонтовича выделяется снизу вверх шесть разновозрастных формаций:
1. Серия кристаллических пород (Аr).
2. Серия метаморфических пород (Pz).
3. Цагаян (Cr22+Pg) - нерасчлененные отложения верхнего мела и палеогена.
4. Туфоэффузивная толща (Сr2').
5. Свита водораздельных песков (Ng).
6. Аллювиальные отложения (Q).
В тектоническом отношении описываемый район изучен крайне недостаточно. М.С. Нагибина считает, что район Зея-Амурского междуречья представляет собой плиту, докембрийский фундамент которой «покрыт мощной толщей ненарушенных верхнемеловых и кайнозойских отложений». В.В. Онихимовский этот район относит к Амурской платформе, которая как геологическое сооружение возникла на месте палеозойской складчатой области с мощными проявлениями варисской интрузивной деятельности и оформилась как платформа в течение верхнемелового времени. Верхний ярус Амурской платформы в представлении этого исследователя сложен почти горизонтально лежащими отложениями верхнего мела, палеогена и неогена.
Вся эта область, начиная с палеозоя и до нижнего мела включительно, испытывала поднятие. Вследствие того, что отложения верхнего мела и палеогена в газонефтеносном отношении бесперспективны, весь этот район по изложенному выше пониманию его геологического строения представляется неинтересным для постановки поисково- разведочных работ на нефть и газ.
За последние годы в Зея-Амурском междуречье конторой Востсибнефтегеофизика проведен большой комплекс геофизических исследований (гравиметрических, аэромагнитных, электроразведочных) и приступлено к проведению сейсморазведочных работ. Следует отметить, что попытка изучения тектоники рыхлых отложений рассматриваемого района из-за отсутствия коррелятивов при помощи структурного бурения не увенчалась успехом.
При интерпретации геофизических материалов учтены следующие параметры физических свойств горных пород.
1. Толща рыхлых отложений (Сr, Pg, N). Практически немагнитна; σ = 2,0 - 2,4 г/см3.
2. Породы кристаллического основания, исключая габброиды, сланцы и гнейсы архея, практически немагнитны; σ = 2,6 - 2,7 г/см3.
3. Верхнемеловые эффузивы: основные - сильно магнитны, кислые - практически немагнитны; плотность тех и других σ = 2,25 г/см3.
4. Основные и ультраосновные интрузии основного ряда сильно магнитны; σ=2,9-3,15 г/см3.
За основные положения геологической интерпретации полей ΔT и ga приняты следующие.
1. Участкам спокойных отрицательных аномалий ΔT соответствуют зоны интенсивного погружения кристаллического фундамента (за исключением Буреинского массива). Этим же зонам соответствуют участки отрицательных гравитационных полей.
2. Участкам спокойных положительных аномалий ΔТ соответствуют либо зоны закономерного воздымания кристаллического фундамента, либо зоны достаточно глубокого залегания фундамента и вместе с тем внедрения туфоэффузивных образований покровного типа. В первом случае ΔТ и ga положительны, а по данным электроразведки в разрезе нет промежуточного высокоомного горизонта; во втором ΔТ и gа близки к нулю, а по графикам ВЭЗ отчетливо коррелируется промежуточный высокоомный горизонт.
3. Участкам возмущенных положительных аномалий ΔТ соответствуют зоны развития эффузивов основного состава, а интенсивность возмущения поля ΔТ в этих зонах в нулевом приближении обратно пропорциональна глубине залегания эффузивов. Особенно характерно это правило для правобережья р. Зея. В геоэлектрическом отношении в разрезе отложений выделяются три основных комплекса.
1. Опорный горизонт (ρ ->∞). Отождествляется с породами фундамента. Сопротивление горизонта, по-видимому, больше 4000 ом*м.
2. Комплекс минимального сопротивления (ρмин). Продольное сопротивление комплекса предполагается равным 3,5-5 ом м и, по-видимому, растает с уменьшением суммарной проводимости разреза. В зонах же максимальной проводимости разреза значения ρк.мин варьируют в пределах 6-20 омм. В нашем представлении комплекс ρмин является аналогом пород нижнего мела (Cr1). В пользу этого: предположения говорят следующие факты:
а) отложения нижнего мела широко развиты севернее районов междуречья Амур - Зея и на смежной им территории МНР;
б) в районах МНР комплекс ρмин является однозначным аналогом нижнемеловых отложений.
Графики ВЭЗ Амурского и Монгольского типов тождественны по форме и величинам ρк мин (рис. 1).
3. Толща повышенного сопротивления (ρмакс). Внутри толщи возможно выделить два горизонта сверху вниз:
1) ρ1макс; 2) ρ2макс;
Их кажущиеся сопротивления варьируют в широких пределах (ρк1 = 200 -1900 ом м, ρк2 = 56-550 ом м), а порядок величин ρк обоих горизонтов на левом берегу р. Зея меньше, чем в ее правобережной зоне.
Стратиграфическая увязка обоих горизонтов затруднена в каждом конкретном случае и предположительно сопоставляется нами для первого из них с комплексом четвертичных образований, водораздельных песков неогена и линз вечной мерзлоты, для второго - с верхней свитой цагояна, внутри которой существуют выдержанные по площади и сравнительно мощные слои гравия и гальки. В свою очередь недостаточно уверенная корреляция обоих горизонтов привела к необходимости объединения их в единый геоэлектрический комплекс ρмакс.
Последним и достаточно характерным геоэлектрическим горизонтом или горизонтами являются туфоэффузивные образования, обладающие удельным сопротивлением порядка тысячи и более ом м. Их проявление в разрезе, как правило, связано с комплексом ρмин (нижний мел).
Таким образом, основными чертами физико-геологической характеристики сводного разреза междуречья являются:
1. относительно резкая дифференциация электрических и магнитных свойств составных компонентов разреза;
2. наличие резко выраженной плотностной и электрической границы раздела кристаллическое ложе - осадочная толща и второй границы, приуроченной к контакту отложений нижнего и верхнего мела;
3. идентичность геоэлектрических свойств разреза на большей части территории междуречья; этот факт в свою очередь может служить своеобразным доказательством литологического постоянства разреза.
Предположительный характер поведения кровли кристаллического фундамента на территориях правого и левого берегов р. Зея различен (рис. 2 и 3). Основными структурными элементами левобережья р. Зея являются два прогиба фундамента, приуроченные к г. Куйбышевка-Восточная и к поселку Тарбагатай. Первый из них осложнен двумя локальными мульдами. Прогибы имеют северо-восточное простирание. Абсолютные отметки глубин в районе Куйбышевка-Восточная и западнее пос. Комиссаровского минус 1700-минус 1800 м, соответствующие Куйбышевке-Восточной и Комиссаровской мульдам. Эти две мульды разделяются узкой полосой воздымания кровли кристаллического фундамента, абсолютные отметки которой здесь равны минус 700 - минус 800 м.
На правом берегу р. Зея также выделяются две зоны максимальных глубин фундамента, осложненного локальными мульдами, однако глубины их не превышают 800-900 м.
Тарбагатайский прогиб изучен, глубина его определяется не менее чем в 1000 м.
Приведенные данные свидетельствуют о следующем.
1. Под горизонтально лежащим чехлом отложений верхнего мела, палеогена и неогена располагаются глубокие впадины северо-восточного простирания, выполненные предположительно отложениями нижнего мела. Последние имеют геоэлектрическую характеристику, сходную с характеристикой аналогичных отложений известных в МНР,где они вскрыты бурением на продолжении описанного района. Южнее, в пределах Маньчжурии, известны также отложения нижнего мела, представленные битуминозными сланцами. Мощность пород нижнего мела можно оценить в 1300-1400 м.
2. Погребенные прогибы разделяются участками значительного воздымания фундамента, на поверхность которого местами налегает толща отложений Сr2- Ng, поэтому можно сделать заключение о наличии резкой смены геотектонического режима на границе нижнего и верхнего мела. Такому предположению вполне соответствует наличие регионального несогласия на границе нижне- и верхнемеловых отложений, установленного в МНР и Забайкалье.
3. Погребенное валообразное поднятие, прослеживаемое вдоль нижнего течения р. Зея, далее в северо-восточном направлении переходит в область поднятия силурийских отложений, выведенных на дневную поверхность и имеющих также северо-восточное простирание. Это позволяет присоединиться к мнению о палеозойском возрасте складчатого основания района. В целом структуру описываемого района необходимо оценивать как платформенный участок, прогибание которого продолжается и в настоящее время.
Известно, что в районах, смежных с рассматриваемым, к югу и к юго-западу отложения нижнего мела представлены пресноводными фациями, а к северо-востоку - морскими. Возможно, что фации отложений нижнего мела Зея-Амурского междуречья переходные или смешанные, однако не исключено, что они являются типично пресноводными отложениями.
Как известно, наиболее распространенная точка зрения на процессы нефтеобразования связывает их с морскими, в крайнем случае с солоноватоводными бассейнами, что, естественно, отрицательно влияло на оценку перспектив нефтегазоносности всей обширной территории Центральной Азии и Забайкалья, где все основные нефтегазопроявления связаны именно с пресноводными нижнемеловыми отложениями.
В связи с этим, в частности, в Монголии при получении нефти из нижнего мела на Дзунбаинской площади длительное время основным направлением разведки на нефть оставалось выявление более глубоко залегающих нефтяных залежей, приуроченных к юрским отложениям; при этом полагали, что континентальные осадки нижней и средней юры, выходящие в ряде пунктов прибортовых частей Восточно-Гобийской депрессии, внутри ее будут переходить в морские фации, которые и могли служить нефтепроизводящими отложениями. Однако разбуривание довольно большого количества площадей, как, например, Дзунбаинской, Ухинской, Хамарин-Хуральской, Баин-Монгольской Барун-Баинской, Баин-Шареинской и др., показало отсутствие на глубине юрских отложений и установило налегание нижнего мела непосредственно на палеозойский фундамент. При этом выявилось, что юрские отложения отлагались в небольших по размерам, но глубоких впадинах, которые к нижнемеловому времени потерпели почти полную инверсию и превратились из областей опускания в зоны поднятия. Последние в большинстве случаев питали терригенным материалом нижнемеловые бассейны. Правда, в ряде случаев участки с юрскими отложениями были вовлечены в нижнемеловые опускания, но в последующем они также были выведены из под уровня меловых отложений и подверглись интенсивной денудации. Характер осадков нижней и средней юры в МНР и их геологическая история развития исключают возможность положительной их оценки в нефтегазоносном отношении.
Результаты разведочных работ на нефть в Монголии привели к заключению, что нефтяные залежи в нижнем мелу генетически связаны именно с отложениями этого возраста. Впервые на возможность образования нефтяных залежей в континентальных отложениях мезозоя указал А.Г. Алексейчик. В менее развернутом виде аналогичная точка зрения высказывалась еще раньше С.А. Музылевым (1931 г.) и Д.Д. Теннером (1932 г.).
В типичных платформенных условиях минерализация пластовых вод сильно отличается от минерализации пресных вод, но в ряде нефтяных месторождений складчатых районов это различие проявляется не столь резко. По-видимому, широко распространенное мнение о генерации нефти в соленых или солоноватоводных бассейнах базируется на факте резко преобладающей приуроченности нефтяных скоплений к толщам, образовавшимся в морских условиях. В свете имеющихся фактов и полной недоказанности роли солей в процессах нефтеобразования нужно признать, вполне допустимым возможность образования нефти в пресноводных осадках, если для этого будут благоприятные прочие условия необходимые для процессов нефтеобразования. На этом вопросе сосредоточено особое внимание в ряде работ И.О. Брода и, в частности, в последнем издании курса «Основы геологии нефти и газа». Основным условием, определяющим возможность процессов битумообразования и нефтегазонакопления, является преобладание погружения над восходящими движениями.
Просматривая разрезы послеюрских отложений. Забайкалья и Монголии с точки зрения нахождения в них толщ, отложившихся в условиях, благоприятных для битумообразования и нефтегазонакопления, следует присоединиться к ранее высказанным точкам зрения, что таковыми могут служить в основном породы, богатые рассеянным органическим веществом, широко развитые в составе нижнего мела и обнаруженные во многих весьма удаленных друг от друга пунктах Забайкалья и Центральной Азии.
Можно полагать, что район Зея-Амурского междуречья является перспективным в газонефтеносном отношении. Для оценки перспектив газо- нефтеносности этого района необходимо продолжить сейсморазведочные работы с целью подготовки точки для заложения опорной скважины, бурение которой здесь крайне необходимо.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кропоткин П.Н. Краткий очерк тектоники и палеогеографии южной части Советского Дальнего Востока. Вопросы геологии Азии, т. I. Изд. АН СССР, 1954.
2. Архангельский А.Д., Шатский Н.С. и др. Краткий очерк геологической структуры и геологической истории СССР. Изд. АН СССР, 1937.
3. Воларович Г.П. Основные фазы складчатости Дальневосточного Края. Тр. XVII сессии Междунар. геол. конгр., 1939.
4. Обручев В.А. Геология Сибири, т. 1-3. Изд. АН СССР, 1935-1938.
Востсибнефтегеология
Рис. 1. Сопоставление графиков амурского и монгольского типов.
Рис. 2. Схематический геоэлектрический разрез по VII и VIII профилям ВЭЗ (Сост. Вебер В. Т.)
1 - график SМО; 2-график Ga (мгл); 3 - график Za (γ); 4 - границы раздела; 5 - условные границы раздела; 6 - значения удельных сопротивлений; 7 -точки
существования в разряде промежуточного высокоомного горизонта, отождествляемого с отложениями эффузивного комплекса; 8 - оси вероятных тектонических нарушений; 9 - опорной геоэлектрический горизонт (аналог кристаллического фундамента); 10 -горизонт минимального сопротивления (ρк мин ); 11-горизонт относительно жидкого сопротивления (ρкQ); 12-высокоомный горизонт (ρк макс).
Рис. 3. Структурно-тектоническая схема Амуро-Буреинского междуречья. (Сост. по материалам геофизических работ 1954-1955 гг.)
1-области поднятия фундамента; 2-области погружения фундамента; 3 - линия профиля; 4 - линии основных разломов; 5 - основные направления осей, выделенных по аэромагнитным данным.