К вопросу газонефтеносности территории Молдавской ССР
П.К. ИВАНЧУК, А.Я. ЭДЕЛЬШТЕЙН
Поиски нефти и газа на территории Молдавской ССР были начаты в 1946 г. За время с 1946 по 1957 г. включительно проведена геологическая, магнитная и гравиметрическая съемки, на ряде участков производились электроразведочные работы и пробурено несколько опорных и значительное количество глубоких разведочных и мелких колонковых скважин. Рассматриваемая область принадлежит к краевой части платформы и области ее сочленения с хребтом Добруджа и с внешним краем нефтегазоносных Карпат.
В структурном отношении она является составной частью впадины, протягивающейся вдоль северного побережья Черного моря через Крым, Одесскую область и Молдавскую ССР.
В ее пределах, между реками Днестр и Прут, выделяются три следующих основных геотектонических элемента.
I. Юго-западная - погруженная часть Русской платформы с докем-брийским фундаментом, перекрытая маломощной толщей мезокайнозой-ских отложений (до 600 м).
II. Предгорный Преддобруджинский прогиб с палеозойским основанием, выполненный мощной толщей (свыше 2800 м) юрских, меловых и третичных отложений.
III. Подземное продолжение Добруджинского хребта, прикрытое мезокайнозойскими образованиями мощностью от 425 до 1270 м.
Это погребенное горное сооружение прослежено в ряде пунктов. В Придунайских районах Одесской области установлены его северные склоны, на юго-западе Припрутья, в Молдавской ССР северо-восточные склоны и сводовая часть его, а севернее с. Стояновка он целиком переходит в пределы Народной Республики Румынии.
На рис. 1 приводится геологический разрез, который дает схематическое представление о тектоническом строении Преддобруджинского вала в наиболее погруженной его части.
В свое время это сооружение сохраняло свое приподнятое положение по отношению к окружающим районам, тем не менее, было перекрыто отложениями юры, сармата, тортона и, возможно, палеогена. Оно являлось горным сооружением, разделявшим единую впадину на две части - восточную, расположенную в пределах СССР, и западную, находящуюся на территории Румынии. Мезокайнозойские отложения, покрывающие сводовую часть вала, слегка дислоцированы и образуют локальные структуры, одной из которых является Валенская структура, открытая в 1957 г.
Ядро вала состоит из триасовых и палеозойских пород. Разрез отложений, перекрывающих вал, недостаточно изучен. Однако известно, что он состоит из мезокайнозойских пород, мощность которых в случае присутствия в разрезе юры должна достигать 800-900 м.
В юрских отложениях возможно ориентировочно выделить нижний, средний и отчасти верхний отделы. Лейас в Молдавии обычно представлен почти черными плотными аргиллитами с прослоями известняков, алевритов и песчаников.
В байосе получают развитие плотные аргиллиты с прослоями глинистых алевролитов и тонкозернистых песчаников.
Разрез батских отложений более глинистый и представлен плотными и сланцеватыми глинами и аргиллитами. Для келловея характерно развитие илистых пород, переслаивающихся с алевритами, песчаниками и известняками.
Отложения кимеридж-оксфорда обычно представлены известняками.
Мощность юрских отложений в районах, прилегающих к валу, колеблется от нуля (Кагул) до 1000 м (Готешты). Максимальная мощность юры на самом валу местами достигает 300 м. В районе с. Кирганы разведочной скважиной вскрыты нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, чередующимися с микроконгломератами. Вскрытая мощность их превышает 100 м.
Палеогеновые отложения (эоцен) встречены во многих близлежащих районах (села Татарешты, Баурчи-Молдован, Зернешты, г. Кагул). Они представлены зелеными мергелями, подстилаемыми нуммулитовыми известняками. Мощность эоценовых пород достигает 30 м.
Тортон развит в глинистой фации, его мощность не превышает 10 м.
Нижнесарматские отложения соседних районов обычно сложены раковинными и оолитовыми известняками. Несколько севернее г. Кагул отмечается переслаивание глин, песчаников и известняков. Мощность нижнего сармата не превышает 30-40 м.
Разрез вышезалегающих отложений вскрыт Валекской скв. 1. Они начинаются переходными слоями от нижнего сармата к среднему (к которым приурочена нефть в районе с. Валены) . Эти слои представлены чередованием оолитовых, ноздреватых и трещиноватых известняков, микроконгломератов, мергелей и глин и в нижней части песчаниками при общей мощности их 20-30 м. В разрезе встречаются также рифогенные известняки, в которых значительное участие принимают серпулы и милиолиды. За ними следует сармат с типичной среднесарматской фауной, представленный оолитовыми и раковинными известняками, переслаивающимися с мергелями и глинами. Мощность его равна 80-90 м. Верхнесарматские отложения в основном представлены песчанистыми глинами мощностью до 90 м.
Следует отметить значительное уменьшение мощности сарматского комплекса пород в пределах Валенской структуры.
В меотических отложениях отмечается преобладание песчанистых глин с редкими прослоями песков при общей мощности всей толщи 150-160 м. Граница верхнесарматских и меотических отложений по разрезу скважины пока еще не уточнена.
Наконец, отложения понта представлены разнообразными породами: песчанистыми глинами, песками и реже (в низах разреза) маломощными прослоями известняков. Видимая мощность понта 130 м.
По берегам р. Прут в районе с. Валены обнажаются поратские слои (левантин), выраженные грубообломочным комплексом пород: чередованием песков разной зернистости, обычно косослоистых, галечников, конгломератов и глин. В них встречаются остатки рыб, птиц и особенно млекопитающих. Мощность поратских отложений в Припрутском районе колеблется от 10 до 60 м.
Прямые признаки газа установлены в Молдавии бурением еще в 1945 г. в районе г. Белград скважиной, проведенной на воду для железнодорожных целей. Наличие горючего газа отмечалось также при бурении вдоль всего Припрутья от г. Черновиц на северо-западе и до г. Кагул на юге, а также в прилегающих с юга к р. Прут районам - у г. Болград, с. Мусаид и других пунктах.
Наиболее значительные газопроявления отмечены в Унгенском районе у с. Берешты, где в ряде скважин давление газа достигало 19 ат, а максимальный дебит доходил до 34 тыс. м3/сутки.
В остальных пунктах газопроявления носили менее интенсивный характер и в большинстве случаев были связаны с пластовыми водами. Газ преимущественно сухой, состоящий из метана (90-95%) с содержанием небольшого процента тяжелых углеводородов (2-2,5%). В ряде пунктов установлено также присутствие азотных газов.
Стратиграфически горючий газ в основном приурочен к отложениям среднего сармата. Более древние отложения (нижний сармат, тортон, юра) местами содержат небольшие скопления его, которые в большинстве случаев устанавливаются только газовым каротажем.
Наибольшие перспективы обнаружения нефти или газа ранее связывались с юго-западной - погруженной частью Русской платформы и особенно с Преддобруджинским прогибом. Проведенные геологопоисковые работы в пределах юго-западного погружения Русской платформы не увенчались открытием в палеозойских отложениях нефтяных или газовых залежей.
Разведочное бурение в пределах Преддобруджинского прогиба не достигало нижних частей разреза юрских отложений и было сосредоточено лишь на нескольких участках. В разрезе юры встречались породы с хорошими коллекторскими свойствами Некоторые горизонты при опробовании дали значительные притоки минерализованных вод, содержащих иод и бром. Максимальные суточные дебиты воды не превышали 350 м3.
Прямые признаки нефти в виде вкраплений битума были отмечены лишь в скв. Р-8 на глубине 1380-1539 м с. Новые Готешты в юго-западном Припрутье на восточном склоне Добруджинского вала.
Данные газового каротажа позволяют судить о присутствии в водоносных горизонтах разреза растворенных газов. Так, в скв. 5-Р (с. Татарешты), расположенной в пределах далекого погружения, в кровле байоса, содержание углеводородов достигает 60 см3/л. Более интересные данные газового каротажа известны по скв. К-25 (с. Кирканы, юго-западное Припрутье), где содержание углеводородов повышается до 172 см3/л. Газопроявления здесь приурочены к границе юрских и палеогеновых отложений, перекрывающих, по-видимому, сводовую часть вала. Изученность нефтегазоносности юрских отложений Преддобруджинского прогиба нельзя признать достаточной.
Буровые работы в пределах Прутско-Днестровского междуречья, проводимые с 1948 по 1954 г., не установили промышленных скоплений нефти, в связи с чем и были прекращены.
В начале 1957 г. нефтепоисковые работы в Молдавии были возобновлены и поручены Комплексной геологической экспедиции Министерства геологии и охраны недр СССР.
Проектом предусматривалось изучение перспектив нефтегазоносности территории, примыкающей непосредственно к Добрудже, т.е. к области распространения подземного Добруджинского вала, ядро которого, как отмечалось выше, сложено триасовыми и палеозойскими породами.
В качестве объекта для бурения была выбрана площадь, подготовленная электроразведкой в районе с. Валены у излучины р. Прут между селами Валены-Кислицы-Слободзея-Маре (рис. 2). При этом принималось во внимание наличие признаков газа на соседней Румынской территории, в пределах правого берегар. Прут, у с. Фрумушица. Отмеченная выше электрометрическая аномалия ориентирована почти вкрест простирания подземного «вала» и имеет тенденцию к погружению в северо-западном направлении.
В результате предпринятого структурно-поискового бурения и сейсмических исследований Валенская электрометрическая аномалия интерпретируется как антиклинальное поднятие с амплитудой 80 м, с пологим южным крылом (0,5-1°) и крутым северным (до 14°).
Первая же колонковая скважина, заданная в центральной части электрометрической аномалии, вскрыла среди сарматских известняков три нефтеносных пласта. Один из них (нижний), залегающий в интервале 450,2-455,4 м (рис. 3), при испытании дал фонтанирующую нефть с дебитом до 2-3 т/сутки. Нефть маслянистая, удельного веса 0,940, легких фракций не содержит, начало кипения ее 240°. Разгонка нефти показала, что выход фракции с температурой кипения от 240 до 300° составляет 12%, а от 300 до 350° 32%.
Нефтесодержащие породы представлены оолитовыми и кавернозными известняками и известковистыми микроконгломератами. Пористость нижнего пласта-коллектора, содержащего нефть, составляет 29,6% при газопроницаемости 617 миллидарси. Известняки, не содержащие нефти, характеризуются пониженной пористостью (до 18,7%) и незначительной проницаемостью.
Через одну из скважин получен выброс газа из понтических отложений; оконтуривание залежи производится.
Проведенное на Валенской площади бурение позволяет судить о смещении выявленной складки по отношению к электрометрической аномалии. Простирание Валенской нефтеносной структуры в основном совпадает с пространственной ориентировкой погребенного хребта, где большая ось протягивается с юго-востока на северо-запад. Северо-западная часть Валенской структуры располагается за пределами государственной границы Румынии.
В связи с получением нефти из сарматских отложений Припрутья встает вопрос о путях образования залежи.
На данной стадии изучения района может быть высказано по этому вопросу два предположения. Вполне возможно допущение предположения о вторичном происхождении залежи за счет миграции из юры. Наличие признаков нефти и газа в юрских отложениях, отмеченное, выше при рассмотрении близлежащих районов, можно дополнить еще рядом фактов. Так, в ряде пунктов по данным люминесцентного анализа в юрских породах содержится до 0,5% маслянистого битума. Особенно интересно наблюдение А.Г. Беляева, отметившего постоянное содержание в юре от 0,3 до 0,5% битума в разрезе скважины К-25 (с. Кирканы).
К югу и юго-востоку битумонасыщение юрских отложений сменяется угленасыщением.
В то же время не исключена возможность скопления нефти в сармате за счет боковой миграции из впадины, расположенной к западу (в пределах Румынии), на западном борту которой нефть содержится в эоцене, сармате, понте, дакие. За боковую миграцию говорит также факт регионального насыщения отложений сармата горючим газом (Трансильвания, Прутский, Серетский и другие районы).
Небезынтересными являются геологические наблюдения за нефтепроявлениями в ряде районов, которым в прошлом не придавали должного значения. В колонковых скв. 24 (с. Зернешты), скв. 25 (с. Кирканы), скв. 26 (с. Фламинда) в разрезе среднего и нижнего сармата встречались прослои битуминозных известняков темного цвета, обладавших нефтяным запахом и дававших спирто-бензольные вытяжки желтого и коричневого цвета. Количество битума, определенное в образцах этих пород, колебалось от 0,313 до 0,403 %. К юго-востоку намечается переход, как это установлено в 1955-1958 гг., нефтегазоносных в угленосные фации сармата (район с. Этулия - г. Болград- с. Импуцита) при одновременном замещении карбонатных пород терригенными. Заслуживает большого внимания также региональное распространение иода, брома и нафтеновых кислот в водах сарматских отложений, что служит диагностическим признаком нефтяных месторождений.
Высокий удельный вес валенской нефти (0,940) в совокупности с сероводородными водами, опоясывающими нефтяную залежь, могут рассматриваться как результат интенсивного десульфирования нефти.
Однако следует отметить, что сероводородные воды имеют широкое распространение в условиях Молдавии. Если они являются для сармата реликтовыми, то это в совокупности с другими факторами служит дополнительным показателем благоприятной обстановки для нефтегазообразования в сарматской толще.
По оценке перспектив нефтегазоносности Молдавии в целом следует отметить, что сложившемуся у ряда геологов мнению о бесперспективности ее недр в настоящее время противопоставляется факт открытия первого месторождения. Нефть обнаружена, и отныне на крайнем юго-западе СССР начинает зарождаться новый нефтедобывающий район, недра которого заслуживают быстрейшего изучения.
Для этого в первую очередь целесообразно изучить геофизическими методами контуры Добруджинского вала с целью выделения в покрывающих его породах локальных поднятий.
Одновременно с изучением сарматских нефтяных залежей должно проводиться изучение нефтегазоносности юры. Не исключено, что на склонах вала в дальнейшем будут установлены стратиграфические и литологические, а при обнаружении благоприятных структурных условий и сводовые залежи нефти и газа в юрских отложениях.
Ин-т геологии АН МССР
Рис. 1. Схематиче ский геологический разрез вкрест простирания Преддобруджинского вала в его погруженной части.
1 - глины, пески; 2 - известняки, 3 - сланцы с прослоями песчаников, 4 - сланцы и песчаники, 6 - платформенный палеозой, 6-метаморфические породы, 7-нефть
Рис. 2. Карта Припрутского района.
1-нефтяные скважины.
Рис. 3. Разрез продуктивной толщи сармата.
1 - глина; 2 - известняки; 3 - мергель; 4 - песок; 5 - нефть.