К
оглавлению
Оценка перспектив
нефтеносности третичных отложений восточной Грузии
Д.А. БУЛЕЙШВИЛИ
Истоки создания нефтяной промышленности в Грузии
относятся к 60-70 годам прошлого столетия и по времени они почти совпадают с
периодом зарождения азербайджанской нефтяной промышленности.
Однако разведочные работы, проводившиеся десятки лет,
не давали положительных результатов из-за плохой геологической изученности
нефтеносных районов Грузии и небольшого объема буровых работ.
Систематические и планомерные геолого-поисковые и
разведочные работы на нефть в Грузии начались лишь в 1930 г. и продолжаются с
переменной интенсивностью по настоящее время.
За этот период выполнена большая и сложная работа.
Однако результаты не соответствуют затраченному труду и средствам. До сих пор
не созданы необходимые предпосылки для обеспечения роста добычи нефти. При этом
полученный к настоящему времени богатейший геологический материал позволяет
совершенно по-новому рассмотреть геологическую природу нефтеносных областей
Грузии и правильно подойти к решению вопроса оценки их перспектив
нефтеносности.
По сравнению с другими районами Кавказа межгорные
впадины Грузии очень богаты нефтепроявлениями на поверхности. Всего на
сегодняшний день зафиксировано свыше 800 выходов нефти и газа. Нефтеносность
приурочена к различным стратиграфическим горизонтам Отложений мезозоя и
кайнозоя, однако наиболее постоянной и региональной нефтеносностью отличаются
осадки верхнего лейаса нижней юры, олигоцена (майкопская свита) и миоцена
(чокрак-караган и сармат).
Лейасовые отложения, содержащие хорошие
кварцево-песчаные коллекторы по северной периферии Дзирульского массива, во
многих местах характеризуются эффективными нефтепроявлениями, по-видимому,
генетически связанными с этими отложениями.
Майкопские отложения, богатые нефтепроявлениями не
только в Грузии, но и по всему Кавказу, содержат промышленные залежи нефти и
газа в Азово- Кубанском и Средне-Каспийской нефтегазоносных бассейнах. Они
хорошо обнажаются в бортовых частях депрессии, особенно по южному борту
Картлийской депрессии в полосе Сурами- Гори-Мцхета на ее юго-восточном
продолжении Норио-Патардзеули-Малхазовка-Аладжиги - в Гаре-Кахетии.
На всем этом протяжении они содержат мощные пласты
песчаников и песков, насыщенных нефтью на значительных расстояниях. В
Притбилисском районе (Норио-Марткоби-Патардзеули) эти отложения не только
богаты нефтепроявлениями, но и содержат залежи нефти промышленного характера.
Нефтепроявлениями богаты они также в Горной Кахетии.
Не менее постоянной нефтеносностью характеризуются
отложения среднего миоцена в упомянутой полосе, особенно в Притбилисском районе
(Норио-Марткоби), где они содержат более пяти промышленно нефтеносных
горизонтов, разрабатываемых в настоящее время лишь на площади Норио.
Особенно эффективной нефтеносностью отличаются
отложения верхнего сармата Гаре-Кахетик в прииорской полосе, где они содержат
семь мощных (от 8 до 30 м) песчанистых горизонтов, сильно насыщенных нефтью на
протяжении 100
км с лишним (от ур.
Байды до степи Эльдари).
Однако было бы глубоко ошибочно обосновать перспективы
нефтеносности рассматриваемого региона лишь количеством и эффективностью
нефтепроявления или наличием лишь одних хороших коллекторов или благоприятных
структурных форм.
Закономерное распределение нефтеносных свит во времени
и пространстве показывает, что нефтеносность приурочена к определенным
внутренним геотектоническим элементам межгорных впадин Грузии, сформировавшихся
в разные геологические эпохи в различных погруженных частях Грузинской глыбы.
Следовательно, выявление условий формирования нефтяных месторождений, от
которого зависит успех геолого-поисковых и разведочных работ, находится в
тесной зависимости от знания истории геологического развития и формирования
геотектонических обстановок, определяющих закономерности в распределении
нефтеносных фаций и структурно - литологических особенностей нефтяных залежей.
Анализ литолого-фациальных особенностей третичных
отложений, их мощностей, современного плана тектоники и истории развития восточного
погружения глыбы показывает, что в результате длительных волновых и
колебательных движений в периферических частях Грузинской глыбы в разные
геологические эпохи сформировались зоны устойчивых опусканий, обусловливающих
образование бассейнов, благоприятных для накопления сингенетично-нефтеносных
литофаций.
Отсутствие нижнепалеогеновых осадков в разрезе
третичных отложений Картлийской впадины (Горийская опорная скважина), а также
во многих районах рассматриваемой территории, их глубокое залегание в зонах
прогибов и характер осадков, обнажающихся по бортам впадин, позволяют
заключить, что они не представляют практического интереса.
В олигоценовое время в пределах восточного погружения
Грузинской глыбы наиболее устойчивым погружением отличался Предтриалетский
олигоценовый прогиб, тянувшийся вдоль южного борта Картлийской депрессии до
восточного погружения Триалетской складчатой системы и дальше на юго-восток в
Гаре-Кахетии по водоразделу между р. Иори и р. Кура. Упомянутая полоса развития
максимальных мощностей в центре и меньших на периферии песчано-глинистых
осадков майкопской свиты, названная нами Кавтис- Хеви-Чатминской полосой, в
олигоценовое время являлась основным геотектоническим элементом Куринской
депрессии и соответствует области распространения нефтеносных отложений
майкопской свиты.
Режим волновых и колебательных движений обусловил
правильную ритмичность в осадконакоплении - переслаивание обогащенных
органическим веществом пелитов и пород-коллекторов. Однако не везде могли
существовать и в этой зоне соответствующие тектонические условия для
промышленных скоплений нефти. Примером этого может служить район Кавтис-Хеви,
где, как показали результаты разведки, промышленных залежей нефти не имеется.
По-видимому, до образования Кавтис-Хевского поднятия или слагающих его куполов
этот район представлял краевую часть олигоценового прогиба. В результате
волновых движений сингенетично-нефтеносные отложения Майкопа были выведены из
горизонтального положения и наклонены в направлении к центру прогиба. В результате
постепенного роста наклона моноклинали в конце олигоцена краевые части прогиба
превратились в область размыва. В связи е этим до образования Кавтис-Хевского
поднятия и прилегающих к нему с юга структурных зон, сформировавшихся в
результате молодых складчатых движений, залежи нефти были в основном разрушены
и истощены. В аналогичных условиях находится, по-видимому, вся южная краевая
часть олигоценового прогиба от района Мцхета до Сурамского массива,
непосредственно прилегающая к северной периферии Аджаро-Триалетской складчатой
системы.
Несколько иную картину мы наблюдаем на восточном
продолжении этого прогиба, восточнее Мцхета. Здесь вследствие погружения
Аджаро-Триалетской складчатой системы, с одной стороны, и восточного выступа
Грузинской глыбы, с другой, олигоценовый прогиб претерпевает более интенсивное
опускание и охватывает большую площадь. В этом же направлении наблюдается
значительное увеличение мощности осадков, объема и числа нефтеносных горизонтов
и, надо полагать, что соответственно увеличивается и общий запас нефти.
В отличие от западной части описанной области в
результате волновых и колебательных движений здесь сформировались более или
менее обособленные крупные поднятия: Норио-Патардзеульское,
Малхазовка-Таура-Тапинское и Байда-Чатминское, расположенные по одной осевой
линии и отделенные друг от друга небольшими поперечными прогибами.
Постепенный рост этих поднятий при непрерывном
осадконакоплении обусловливал перемещение и скопление нефти на крыльях, а затем
в сводовых частях поднятий.
При дальнейшей перестройке структурной формы,
происходившей в результате молодых складчатых движений, создавались новые,
более резко выраженные формы, благоприятные для скопления нефти. Уцелевшие от
размыва структурные поднятия этой полосы надо рассматривать как наиболее
перспективные объекты для разведки на нефть.
Таким образом, допуская приуроченность нефтеносности
майкопских отложений к области максимального предгорного прогиба, следует
обратить в первую очередь особое внимание на
наиболее погруженные структурные зоны. Однако было бы ошибочным ограничить
площадь распространения нефтяных залежей контурами зоны прогиба, где можно
допустить наличие первоначальных наиболее благоприятных условий для образования
нефти.
В результате складчатых движений, образования
асимметричных складок, нарушенных разрывами диапировых явлений, смещения сводов
складок, их разрушения и размыва, а также трансгрессивного залегания осадков и
выклинивания слоев по краям существовавших крупных поднятий нефть, мигрируя,
могла приспосабливаться к новым структурным условиям, накапливаясь во
всевозможных ловушках.
Поэтому, естественно, залежи нефти могли образоваться
не только в майкопских осадках в структурных поднятиях, приуроченных к области
наибольшего прогибания, но и в вышезалегающих молодых слоях и в антиклинальных
зонах и зонах выклинивания, расположенных на склонах впадин.
Исходя из этих основных принципов, кроме
антиклинальных поднятий Кавтис-Хеви-Чатминской полосы (Норио-Марткоби -
Патардзеули - Таура-Тапа-Сатибе-Аладжиги), заслуживает практического интереса
непосредственно прилегающая к северу этой полосы периферическая область
восточного погружения Грузинской глыбы при наличии соответствующих
тектонических и литологических условий. Надо учесть также, что геотектонический
режим вполне соответствовал процессу образования нефтяных залежей в северной
краевой части прогиба, где наблюдается затухание складчатости, выклинивание
отложений Майкопа и трансгрессивное перекрывание их более молодыми
образованиями.
Однако в этой промежуточной полосе не везде можно
рассчитывать на образование зон нефтегазонакопления. От района г. Хашури до г.
Гори эта полоса так узка, что вряд ли можно допустить здесь наличие
каких-нибудь значительных поднятий, в связи с которыми возможно было бы
промышленное скопление нефти и газа.
В восточном же направлении от Каспи в связи с
постепенным погружением глыбы эта промежуточная полоса постепенно расширяется и
уже в юго-западной части Гаре-Кахетии достигает максимума. На этой огромной
территории, отвечающей северной краевой части олигоценового прогиба, под
молодыми отложениями плиоцена на глубине можно ожидать наличия благоприятных
зон для образования промышленных залежей нефти и газа.
Определить глубину залегания нефти и газа в этой
закрытой части весьма затруднительно. Из-за значительного размыва плиоценовых и
миоценовых отложений по предварительным подсчетам перспективные горизонты
должны залегать на доступной для бурения глубине. Однако при современной
изученности этой области не только глубина залегания майкопских отложений, но и
их строение пока не изучены.
В миоценовое время геотектоническая и
палеогеографическая обстановка резко меняется.
В области олигоценового Предтриалетского прогиба в
результате интенсивного поднятия Аджаро-Триалетской складчатой системы
происходят воздымание и накопление мелководных и прибрежных осадков миоцена. С
этого времени прогиб, являющийся в олигоценовое время основным геотектоническим
элементом Картлийской депрессии, превращается в область мелководья и отчасти
размыва.
В предгорной части южного склона Кавказа, т.е. по
северному борту впадины, на общем фоне погружения Грузинской глыбы на север
сформировался крупный миоценовый предгорный прогиб. Благоприятное сочетание
современного структурного плана, палеогеографической обстановки и
геотектонического режима миоценового времени позволяет этот вновь
сформировавшийся предгорный прогиб, характеризующийся преобладанием тенденции
погружения, рассматривать как наиболее благоприятную область для образования
битумов и формирования залежей нефти и газа. При наличии структурных форм,
благоприятных для скопления нефти в областях, прилегающих к прогибу, они
становятся также перспективными для поисков и разведки нефтяных месторождений.
Всесторонний анализ палеогеографии и геотектонической
обстановки в миоценовое время позволяет выявить наиболее перспективные районы
для поисков и разведки нефти и газа в пределах восточного погружения Грузинской
глыбы.
Картлийская впадина, совпадающая примерно с
конфигурацией восточного выступа Грузинской глыбы и сформировавшаяся после
складчатости смежных геосинклинальных областей, представляла в целом крупное
поднятие, покрытое мелководным морем не только в миоцене, но и в течение всего
мезокайнозоя. Временами значительная центральная его часть выступала из-под воды
в виде суши и служила областью интенсивного размыва (палеоген).
На всей этой территории, за исключением предгорных
прогибов, образовавшихся в более погруженных краевых частях глыбы, в миоцене,
как и в предыдущие геологические эпохи, не существовали условия как для
образования битумов, так и для формирования нефтяных залежей. Об этом
свидетельствуют данные опорного бурения, характеризующие фациально-литологический
характер осадков миоцена и показавшие отсутствие отложений палеогена.
В более благоприятных условиях находилось восточное
продолжение северного миоценового прогиба, тянувшееся через южный склон Кахетинского хребта в прииорскую полосу Гаре-Кахетии.
В результате глубокого погружения Грузинской глыбы в
восточном направлении и сближения складчатых сооружений южного склона и
Триалетских гор в междуречье Арагвы и Иори происходит сильное сужение межгорной
третичной впадины. Однако на юго-восточном продолжении в прииорской полосе
Гаре-Кахетии и западного Азербайджана она вновь расширяется и характеризуется
развитием больших мощностей осадков миоцена, что указывает на преобладающую
роль погружения в этой области.
Однако переслаивание в разрезе миоцена глинистых и
алевропсаммитовых образований указывает на изменение соотношения скорости
погружения прогиба и воздымания прилегающих к нему поднятий, обусловившее
колебание уровня компенсации погружения накоплением. Особенно четко это явление
выражено в краевых частях прогиба. При сохранении общего геотектонического
плана в зоне максимального погружения прогиба развита в основном однообразная
мощная глинистая толща с прослоями алевро-псаммитовых образований. По мере
удаления от центра прогиба роль последних постепенно увеличивается и уже по
краям они преобладают и обогащаются более грубообломочным материалом вплоть до
значительных прослоев конгломератов. Наряду е этим уменьшается и мощность
отложений, появляются перерывы и несогласия и наблюдается значительная
изменчивость литофации в этом направлении.
Перемещение отдельных прибрежных и мелководных
литофаций от краев к центру прогиба, наблюдаемое с среднесарматского времени в
прииорской полосе Гаре-Кахетии, свидетельствует о смене с этого времени
волновых и колебательных движений. Отмечается наличие подъема дна бассейна при
сохранении в основном морского режима, что привело к отступлению моря, к
перемещению фаций внутри бассейна и к перераспределению нефти.
Из выделенных в Гаре-Кахетии четырех типов фаций
отложений миоцена - пресноводно-континентальной, прибрежно-мелководной,
переходной и относительно глубоководной - нефтеносность связана с морскими
миоценовыми песчано-глинистыми осадками переходной фации.
Осадки переходной фации среднего миоцена
характеризуются постоянной нефтеносностью в Норио-Патардзеульской полосе в
северо-западной части Гаре-Кахетии, где они содержат до пяти промышленно
нефтеносных горизонтов, разрабатываемых в настоящее время на площади Норио. В
южном направлении распространяются прибрежно-мелководные фации, а в юго-
восточном - глубоководные. При переходе песчано-глинистых осадков в упомянутые
фации средний миоцен полностью теряет признаки нефтеносности.
По северному краю прогиба, где эти отложения не
выходят на поверхность, нефтеносными становятся осадки переходной фации нижнего
и среднего сармата, которые, как правило, в восходящем разрезе закономерно
замещают глубоководные глины среднего миоцена. Как нижезалегающие горизонты,
так и переходная фация нижнего и среднего сармата при переходе в самых
периферических частях прогиба в прибрежно-мелководные и
пресноводно-континентальные осадки или в глинистые осадки в полосе
максимального погружения прогиба совершенно теряют признаки нефтеносности.
Еще юго-восточнее в прииорской полосе Гаре-Кахетии
нефтеносность приобретают песчано-глинистые осадки морской толщи верхнего
сармата, согласно залегающие обычно на относительно глубоководных глинистых
отложениях среднего сармата (чобандагская свита).
При переходе морских песчано-глинистых осадков
верхнего сармата в другой тип фаций, континентальный или прибрежный, несмотря
на наличие в них песчанистых образований с удовлетворительными коллекторскими
свойствами, верхний сармат также полностью теряет признаки нефтеносности.
Исходя из приведенных выше данных, можно рассматривать
переходную фацию отдельных горизонтов миоцена как нефтеносную толщу,
образовавшуюся на склонах миоценового прогиба в полосах, непосредственно примыкающих
к зоне максимального погружения прогиба.
Анализ имеющихся материалов геолого-поисковых,
структурно-картировочных и разведочных работ позволяет приблизительно
оконтурить площадь развития нефтематеринских фаций и
нефтеносных
пород для отдельных горизонтов.
В тектоническом отношении описанная часть миоценового
прогиба отличается от западной его части более благоприятными условиями. В
целом область миоценового прогиба можно рассматривать как единый
геотектонический элемент восточного погружения Грузинской глыбы. По
стратиграфическим, фациально-литологическим и тектоническим особенностям можно
выделить эту область в качестве Базалети-Ширакской полосы. В отличие от смежной
с севера геосинклинальной полосы и соседнего восточного выступа Грузинской глыбы
(Тирифонско-Мухранская впадина) Базалети-Ширакская полоса характеризуется
покровной складчатостью. Особенно хорошо выражена покровная складчатость в
юго-восточной части данной полосы, в Гаре-Кахетии, где развиты сильно сжатые,
обычно опрокинутые с севера на юг и часто разорванные по своду узкие
антиклинальные складки кавказского направления и разделяющие их крупные и
пологие синклинали, образующие широкие депрессии, заполненные молассовыми
образованиями плиоцена.
По данным сейсмических исследований и глубокого
разведочного бурения в юго-восточной части Гаре-Кахетии сложно построенные на
поверхности крутые обычно разорванные и опрокинутые на юг складки с глубиной
выполаживаются и на определенных глубинах полностью затухают.
Такое же постепенное выполаживание и затухание складок
наблюдаются от прогиба к поднятиям.
Из многочисленных складок, развитых в пределах
юго-восточной части Гаре-Кахетии изложенных на поверхности отложениями
плиоцена, на глубине в отложениях сармата сохраняется лишь около десятка
антиклинальных складок, приуроченных в основном к двум крупным параллельным
между собой зонам антиклинальных поднятий: Килакупра-Патара-Шираки и Байда-Чатма-Тарибани.
Разделяющий эти зоны крупный синклинальный прогиб,
осложненный на поверхности местами второстепенными антиклинальными складками,
совпадает примерно с областью максимального погружения впадины.
Исходя из этих соображений, именно эти зоны
антиклинальных поднятий надо рассматривать как наиболее благоприятные в
тектоническом отношении области для скопления нефти. Если к этому добавить, что
они попадают в область развития регионально нефтеносных толщ среднего и
верхнего сармата, то для оценки промышленной нефтеносности сарматских отложений
первостепенное и сугубо важное практическое значение имеют те структурные
поднятия, которые приурочены именно к этим антиклинальным зонам. (Большинство
этих складок, как указывалось выше, разорвано, и нефтеносные горизонты сармата
северных надвинутых крыльев выведены на поверхности. Хотя к ним приурочены
известные в Восточной Грузии многочисленные нефтепроявления, однако южные
крылья и часто оводовые части этих крупных складок погребены и хорошо закрыты
под надвинутым комплексом песчано-глинистых отложений сармата и плиоцена.
Формирование этих основных тектонических элементов происходило в результате
роданской (Восточно-Кавказской) фазы, о чем свидетельствуют факты несогласного
залегания верхнеплиоценовых осадков на размытую поверхность, нижнего плиоцена и
более древних пород. Окончательное формирование современного плана тектоники с
образованием дизъюнктивных нарушений приурочено к валахской фазе тектогенеза.
Исходя из сказанного, можно допустить скопление нефти в этих структурных
поднятиях с образованием- массивных и пластовых залежей до
возникновения разрывов. Разрывы могли служить экранами при перемещении нефти с
южных погребенных крыльев этих складок. Именно этим надо объяснить,
по-видимому, полное отсутствие нефтепроявлений обычно на южных крыльях
большинства нарушенных разрывами складок Гаре-Кахетии.
Многие складки Гаре-Кахетии на глубине в отложениях
сармата не затронуты разрывами в контурах нефтеносности, что обусловливает
сохранение в антиклиналях сводовых залежей нефти.
Благоприятное сочетание современного структурного
плана, геотектонического режима и палеогеографической обстановки миоценового
времени позволяет упомянутые две зоны антиклинальных поднятий рассматривать
как: наиболее благоприятные для образования и сохранения залежей нефти и газа в
отложениях сармата в Гаре-Кахетии.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Белоусов В.В. Некоторые законы развития колебательных движений
земной коры. ДАН СССР, т. 1, № 5-6, 1940.
2.
Белоусов В.В. Мощность отложений, как выражение режима
колебательных движений земной коры. Сов. геол., № 2-3, 1940.
3.
Брод И.О. Об основном условии нефтегазонакопления. ДАН СССР, т.
57, № 6, 1947.
4.
Булейшвили Д.А. Результаты опорного бурения в Грузии. Печ. в сб. тр.
ВНИГРИ, 1957.
5.
Булейшвили Д.А. и Сепашвили О.А. К вопросу о тектоническом развитии Гаре-Кахетии и
смежных с ней районов Картли и Западного Азербайджана. Печ. в сб. тр. АН Груз.
ССР, 1957.
6.
Варенцов М.И. Геологически строение западной части Куринской
депрессии. Изд. АН СССР, 1950.
7.
Вассоевич Н.Б. Проблема тектоники Восточной Грузии. ОНТИ
Азнефтеиздат, 1936.
8.
Вебер В.В. Нефтеносные фации и их роль в образовании нефтяных
месторождений. Ленгостоптехиздат, 1947.
9.
Губкин И.М. Учение о нефти. ОНТИ, 1937.
10. Джанелидзе А.И. Проблема Грузинской глыбы. Сообщ. АН Груз. ССР, т.
III, № 1, 1940.
11. Маркевич В.П. Геологическое строение Восточной Грузии. Изд. АН
СССР, 1954.
12. Ульянов А.В. Мощности свит как критерий при определении перспектив
нефтеносности. Сов. геол., сб. 9, 1946.
13. Хаин В.Е. Геотектонические основы поисков нефти. Азнефтеиздат,
1954.
Комплексная экспедиция ВНИГНИ
