К оглавлению

Проблема нефтегазоносности нижнепалеозойских отложений северо-западной части Русской Платформы

Г.X. ДИКЕНШТЕЙН

Проблема нефтегазоносности северо- западной части Русской платформы привлекала внимание многих исследователей. В ряде опубликованных работ и рукописных отчетов В.М. Сенюковым [3], Ф.А. Алексеевым, Н.А. Кудрявцевым [2], Е.М. Люткевичем, Б.С. Соколовым, Л.С. Петровым, Л.А. Польстер и другими было дано принципиальное обоснование этой проблемы. Однако по мере накопления фактических данных сужались границы перспективных площадей, а получение отрицательных результатов по ряду площадей, где проводились разведочные работы, значительно снизило интерес к указанным районам.

Данные бурения последних лет позволяют уточнить представления о перспективах нефтегазоносности нижнепалеозойских отложений северо-западных районов Русской платформы.

В тектоническом строении в пределах рассматриваемой территории отчетливо выделяются две области поднятий (см. рисунок).

Южная, объединяющая северо-западную часть Воронежского массива и Белорусский выступ фундамента, и северная, включающая Балтийский щит. Между ними располагается прогиб широтного направления, где развиты палеозойские отложения и докембрийский фундамент погружен на значительные глубины.

Этот прогиб не является единым, и внутри него представляется возможным выделить наиболее пониженные части: Прибалтийскую впадину на западе и Московскую на востоке, разделенные областью неглубокого залегания фундамента - Латвийской седловиной.

Перечисленные структурные элементы в течение длительного геологического времени переживали сложную историю развития, выяснение которой имеет весьма существенное значение для оценки перспектив нефтегазоносности.

Прибалтийская впадина ограничена на востоке Латвийской седловиной, на юге и севере соответственно склонами Белорусского и Балтийского выступов фундамента.

На западе Прибалтийская впадина соединяется с Висленской, но характер их сочленения пока неясен в связи с отсутствием фактических данных. В указанных границах размеры Прибалтийской впадины определяются в 250X220 км². Она является областью глубокого погружения фундамента и развития мощной толщи палеозойских отложений.

В Советской опорной скважине фундамент вскрыт на глубине 2109 м; Южно-Калининградская скважина при глубине 2400 м остановлена в средне- и верхнекембрийских осадках. Этими данными определяются максимальные из известных в настоящее время глубин до фундамента в Прибалтийской впадине.

В восточном направлении происходит постепенный подъем фундамента. Скважинами в Пренае, Вильнюсе, Бауске и другими установлено его залегание на глубинах 500-1000 м. По-видимому, такое же уменьшение глубин происходит и в северном направлении. Это подтверждается общим сокращением мощности палеозойских отложений, а также выходами на поверхность в южной части острова Саарема верхних горизонтов силура.

Строение южного борта Прибалтийской впадины пока не изучено. Установлено, что на расстояния 150 км от Советской и 120 км от Южно-Калининградской скважин на территории Польши фундамент залегает на глубинах, соответственно равных 800-1200 м (Элке, Пиж). Учитывая резкое изменение мощностей палеозоя в южном направлении до их полного выклинивания, можно предполагать, что южный борт Прибалтийской впадины осложнен широтными сбросовыми нарушениями.

Начало формирования Прибалтийской впадины относится к среднему и верхнему кембрию. Начиная с этой эпохи и до конца нижнелудловского времени здесь отмечаются устойчивое погружение и связанное с ним накопление мощной толщи осадков кембрия, ордовика и силура, равной в Южно-Калининградской скважине 1090 м и в Советской 1005 м.

Крупный перерыв устанавливается в послесилурийское время, что отчетливо фиксируется Южно-Калининградской опорной скважиной, где пермские осадки непосредственно перекрывают отложения нижнелудловского подъяруса. Менее длительным он был в районе Советской опорной скважины, где нижний девон, установленный здесь П.П. Лиепиньшем, залегает на породах верхнелудловокого подъяруса. Перерыв между силуром и вышележащими отложениями является региональным для всей северо-западной части Русской платформы и фиксируется во всех без исключения разрезах.

Крупный перерыв отмечается в конце девона. Он привел к трансгрессивному залеганию верхнепермских отложений непосредственно на осадках девона, а в южной части Прибалтийской впадины и на силуре.

Для Прибалтийской впадины перспективы нефтегазоносности могут связываться только с осадками кембрия, ордовика и силура в Связи с тем, что именно к этому времени приурочено длительное, в общем непрерывное погружение территории.

Девонские, пермские и мезозойские отложения не представляют интереса в смысле нефтегазоносности в связи с небольшой мощностью осадков, залеганием их на малых глубинах и наличием крупных и длительных перерывов в осадконакоплении.

В Советской опорной скважине пористость изученных образцов пород меняется от 4 до 15%; в Южно-Калининградской скважине был изучен один образец из среднего и верхнего кембрия, в котором пористость оказалась равной 9,5% и проницаемость 23 миллидарси.

Разрез ордовика и силура в этой скважине представлен в нижней части известняками, глинами и алевролитами, а в верхней - преимущественно глинами. Приводя данные определения коллекторских свойств пород, следует отметить, что в Советской опорной скважине при общей мощности ижорских слоев 51,5 м керна извлечено только 18,29%, а из слоев оболовых, волховских и кунда (ордовик) 37,03%.

О наличии в разрезе удовлетворительных коллекторов свидетельствуют данные опробования. Так, например, испытание интервала 2112-2012 м в Советской опорной скважине (ижорские и оболовые слои кембрия) установило суточный приток воды, равный 38,4 м³, испытание интервала 1990-1975 м, включающего оболовые и глауконитовые слои (ордовик), 43,2 м³, испытание интервала 1932-1904 м (верхний ордовик - лландовери) 45 м³.

Испытание Южно-Калининградской опорной скважины еще не произведено.

На южном борту Прибалтийской впадины в связи с развитием прибрежно-морских фаций, связанных с приближением к береговой линии древнего Белорусского выступа фундамента, можно ожидать улучшения коллекторских свойств разреза кембрия, ордовика и силура.

Улучшение коллекторских свойств нижнепалеозойских осадков в связи с их более прибрежным характером можно ожидать и на восточном и северном склонах Прибалтийской впадины.

В разрезе нижнего палеозоя основные горизонты, к которым приурочены коллекторы, по имеющимся в настоящее время данным известны в средне- и верхнекембрийских отложениях (ижорские и оболовые слои), а также в осадках ордовика и лландоверского яруса силура.

Упомянутые, вероятно, продуктивные горизонты кембрия, ордовика и лландоверского яруса перекрыты мощной толщей силура, представленного в основном глинами. Их мощность определяется в 820-850 м в Советской и Южно-Калининградской скважинах, и они практически непроницаемы. Эти осадки являются вполне надежной покрышкой над возможно продуктивными горизонтами и обеспечивают при наличии нефтяных залежей их сохранность, Крупный перерыв в осадконакоплении, наступивший после отложения силурийских осадков, не мог вызвать разрушения нефтяных залежей, образовавшихся в нижележащих породах.

В связи со слабой изученностью глубинного строения Прибалтийской впадины в настоящее время отсутствуют достоверные данные о наличии структурных поднятий в нижнепалеозойских отложениях, с которыми могут быть связаны ловушки для нефти и газа.

Подготовка благоприятных для разведки площадей затрудняется несоответствием строения молодых отложений - девона, перми и мезозоя - с тектоническим планом более древних осадков. Наличие структурного несоответствия установлено на ряде разбуренных площадей Латвийской седловины - Локновской, Акнистской и др. В то же время наличие благоприятных структурных форм в нижнепалеозойских отложениях Прибалтийской впадины не (вызывает сомнений. Осложнение на фоне моноклинального падения отмечается в Таурагском районе; локальное поднятие амплитудой в 100 м установлено в районе Папиле; имеются указания на наличие поднятий по данным электроразведки и в других районах.

Зоны выклинивания, перспективные для образования нефтяных залежей, могут быть обнаружены в бортовых частях впадины.

Большой интерес представляют полученные в последние годы в результате опорного бурения новые данные о нефтегазопроявлениях.

В Советской скважине при испытании нескольких горизонтов из интервала 1904-2112 м, к которому относятся отложения среднего и верхнего кембрия, ордовика и лландоверского яруса силура, вместе с высокоминерализованными хлоркальциевыми водами выделялся свободный горючий газ, содержащий до 8,6% тяжелых углеводородов.

Анализы свободных газов производились в газовой лаборатории ВНИГРИ и приведены А.И. Зотовой в отчете по обработке материалов Советской опорной скважины (табл. 1).

В Южно-Калининградской скважине на глубине 2351 м под отложениями ордовика вскрыты кварцевые песчаники среднего и верхнего кембрия и по ним пройдено 49 м. По всему разрезу породы имеют резкий битуминозный запах. На глубине 2354-2357 м в них отмечена равномерная пропитанность нефтью. По данным битумной лаборатории ВНИГНИ содержание битума равно 0,32% на породу (см. табл. 2).

Следует отметить, что прямые нефтепроявления такого характера в кембрийских отложениях отмечены впервые на всей территории запада Русской платформы.

Повышенная битуминозность по наблюдениям А.И. Зотовой отмечена в Советской опорной скважине в верхах ордовика и низах силура и достигает в некоторых образцах 3%. По данным битумной лаборатории ВНИГРИ элементарный состав средней пробы битумов, излеченных из интервала 1940-4767 м (низы силура - верхняя часть ордовика), следующий:

С	83,79%
S	0,78%
Н	10,18%
O+N	5,25%

Следует отметить высокую минерализацию пластовых вод из кембрийских, ордовикских и силурийских отложений, полученных при испытании Советской опорной скважины. По данным С.Я. Вышкинд общая их минерализация достигает 180 г/л. Вода хлор-кальциевого типа хлоридной группы класса Si, S₂, А₂ (по В.А. Сулину) с небольшим содержанием сульфатов; отмечаются высокое содержание брома и наличие иода.

Минерализация вод резко уменьшается в девонских и вышележащих отложениях, и одновременно увеличивается (в 10-20 раз) содержание сульфатов.

Изложенные выше данные позволяют рассматривать Прибалтийскую впадину как область, благоприятную в смысле возможной нефтегазоносности кембрийских, ордовикских и силурийских отложений.

Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности Прибалтийской впадины позволяет выделить в качестве первоочередного района ее южный борт.

Однако в настоящее время не представляется возможным наметить конкретные объекты для постановки разведочного бурения. Для этого в первую очередь необходимо проведение геофизических (сейсмических) работ, колонкового и профильного глубокого бурения с целью подготовки площадей для последующей разведки на нефть и газ.

Латвийская седловина как перемычка между Московской и Прибалтийской впадинами образовалась в среднем и верхнем кембрии. В нижнем кембрии этот район представлял собой склон Московской впадины, так как Прибалтийская впадина в эту эпоху еще не существовала. Помимо кембрийских отложений, в Латвийской седловине развиты осадки ордовика и силура. Последние распространены только в ее западной части и имеют небольшую мощность. Резко несогласно на отложениях силура, ордовика и кембрия залегают девонские осадки.

В пределах Латвийской седловины был пробурен ряд опорных, разведочных и колонковых скважин, которыми были вскрыты нижнепалеозойские отложения, а некоторыми они полностью пройдены. Анализ этих данных показывает, что в отличие от Прибалтийской впадины Латвийская седловина представляет собой область, в которой наряду с погружением имели место и значительные восходящие движения.

В центральной части Латвийской седловины в пределах Локновского поднятия установлено залегание девонских отложений непосредственно на докембрии и размыв осадков нижнего палеозоя. Крупные перерывы отмечаются и внутри нижнего палеозоя на границе ордовика и кембрия, внутри ордовика и др.

Мощности различных отделов нижнего палеозоя меняются в широких пределах: нижнего кембрия от 20 до 160 м, среднего - от 10 до 40 м, верхнего - от 0 до 23 м, ордовика - от 30 до 215 м, силура от 40 до 200 м. Суммарные мощности кембрия, ордовика и силура не превышают 500 м.

Крупный перерыв в осадконакоплении приходится на границу силура и девона. В течение этого времени Латвийская седловина была приподнята, о чем свидетельствует залегание девона на различных горизонтах силура, ордовика и кембрия, а иногда и непосредственно на докембрийском фундаменте (Локно). Естественно, что в это время происходили активные процессы аэрации и на всю сравнительно небольшую толщу нижнепалеозойских отложений распространялась окислительная обстановка. На неблагоприятность условий для сохранения нефтяных залежей указывают и гидрохимические данные, полученные по разведочным скважинам. Минерализация вод резко уменьшается по направлению от Прибалтийской впадины к Латвийской седловине, что свидетельствует об отсутствии в этом районе застойных условий и наличии активного водообмена.

Разведочные работы, проведенные на нескольких площадях Латвийской седловины, не дали положительных результатов, несмотря на наличие ряда локальных поднятий (Локновское, Бауокое, Акнистское и др.), а также коллекторов в гдовских, надляминаритовых, ижорских и оболовых слоях кембрия.

Девонские отложения также мало перспективны, так как выходят на поверхность и имеют небольшую мощность (в пределах 350-500 м). Воды девонских отложений пресные и слабо минерализованные, что свидетельствует о значительном и активном водообмене.

Изложенные данные позволяют отнести территорию Латвийской седловины к числу бесперспективных площадей в смысле нефтегазоносности.

В западной части Московской впадины пробурены разведочные скважины в районах Орши, Городка, Невеля, Старой Руссы, Крестцов и Порхова.

Докембрийский фундамент вскрыт в Невеле на глубине 912 м, Старой Руссе - на 920 м, Крестцах - от 1250 до 1920 м, Порхове - на 831 м.

Наибольшая мощность кембрийских отложений установлена в районе Крестцов, где она достигает 1050 м.

А.Н. Гейслер [1] отмечает, что особенностью нижней части разреза кембрия Крестецкого района является широкое развитие мощной толщи (до 490 м) туфогенных песчаников и туффитов, что свидетельствует о значительном проявлении вулканизма в кембрийский период.

При испытании нижнекембрийских отложений в этом районе нефтегазопроявлений не отмечено и получена вода хлоркальциевого типа с общей минерализацией 180 г/л. Минерализация убывает вверх по разрезу и в верхних горизонтах кембрия снижается до 109 г/л, а в ордовике до 83 г/л; одновременно увеличивается их сульфатность. Минерализация вод девона уменьшается в 3-5 раз.

При испытании нижнекембрийских отложений в Невельской скважине получены воды хлоркальциевого типа с общей минерализацией 95 г/л, т. е. в два раза меньшей, чем в Крестцах. Вверх по разрезу минерализация снижается до 84 г/л в осадках балтийского комплекса и 65 г/л в среднем кембрии. Примерно аналогичная картина отмечается и в Порховской скважине; правда, здесь общая минерализация несколько меньше: в гдовских слоях 58 г/л, надляминаритовых 26 г/л, ижорских 15 г/л и в девоне лишь 4 г/л.

В процессе бурения и испытания всех пробуренных скважин нефтегазопроявлений отмечено не было.

В течение палеозоя в западной части Московской впадины отмечается интенсивное прогибание, которое привело к накоплению мощной толщи осадков кембрия. Однако наряду с погружением указанная территория испытывала крупные и длительные поднятия, что устанавливается по перерывам в разрезах. Так, на юге западной части Московской впадины среднедевонские отложения залегают непосредственно на нижнем кембрии; в Старой Руссе - на ордовике, причем здесь суммарная мощность ордовика и кембрия равна всего 480 м; максимальное прогибание отмечается в Крестецком районе.

Для нефтеобразования этот район является неблагоприятным в связи с интенсивным проявлением в нижнем кембрии вулканической деятельности. Все сказанное, а также отсутствие нефтегазопроявлений в разрезе пробуренных скважин позволит отнести западную часть Московской впадины к числу бесперспективных в смысле нефтегазоносности.

Таким образом, в пределах огромной территории северо-запада Русской платформы только Прибалтийская впадина является перспективной в смысле нефтегазоносности кембрийских, ордовикских и силурийских отложений.

Практическое решение этой задачи имеет большое значение и для других районов Русской платформы и, в частности, Западной Украины, Татарии, Башкирии и т.д., где отмечены нефтепроявления в нижнем палеозое и имеются благоприятные условия для формирования в них нефтяных и газовых залежей. Приведенные данные необходимо также учесть при постановке нефтепоисковых работ в прилегающих к Прибалтийской впадине районах Польши, имеющих много общих черт геологического строения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гейслер А.Н. Новые данные по стратиграфии и тектонике нижнего палеозоя северо-западной части Русской платформы. Материалы ВСЕГЕИ, вып. 14, 1956.

2. Кудрявцев Н.А. О тектонике и возможной нефтеносности северо-западной части Русской платформы. Сб. «Геология и нефтеносность Русской платформы и Эмбы». Гос- топтехиздат, 1946.

3. Сенюков В.М., Кноблок В.Г., Мосякин П.Ф. Нефтегазоносность палеозойских отложений северо-западных областей СССР. Гостоптехиздат, 1947.

ВНИГНИ

Таблица 1

№ п/п	Интервал, м	Возраст	H2S	CO2	O2	CH4	С2Н6 и др.	H2	N2+редкие	A2+K2+Хе	He+Ne
1	2012-2112	Сm2+3		1,3		58,0	6,3	4,2	30,2	0,129
2	2041-2012	Сm2+3		3,2	-	55,3	6,3	5,4	29,8	0,107	1,130
3	1990-1915	Сm2+3-O	-	1,9	-	50,0	6,8	6,0	35,3	0,134	1,001
4	1982-1904	O-S	-	1.4	1,0	41,4	4,5	6,4	45.3	0,188	0,989
5	1932-1904	O-S	-	2,0	-	61,4	8,6	-	28,0	0,099	1,060

Таблица 2

Содержание органического вещества, % на породу	Битум А, % на породу		Общее содержание битума А, % на поводу	Гуминовые кислоты, % на породу	Компонентный состав битума, %				Элементарный состав хлороформенного экстракта, %
	хлороформенный экстракт	спиртобензольный экстракт			масла вместе с петролейно- эфирными смолами	бензольные смолы	спиртобензольные смолы	асфальтены
									С	Н	N+O+S
0,41	0,3	0,02	0,32	Отсутств.	83,7	4,07	8,97	3,67	85,03	13,62	1,85

Рисунок Схема тектоники северо-западной части Русской платформы.

Выступы фундамента: 1 - неперекрывающиеся палеозоем: I-Балтийский щит; II - Белорусский массив; 2 - перекрывающийся палеозоем, III - Воронежский массив; 3-склоны выступов фундамента и впадин; 4-Латвийская седловина; 5 - платформенные впадины: IV - Московская; V-Прибалтийская; VI - Висленская; 6-буровые скважины.