Условия формирования нефтяных месторождений Предуральской депрессии
Д.Ф. ШАМОВ
Автор настоящей статьи в течение ряда лет изучал нижнепермские нефтеносные отложения Предуральской депрессии. Его работы не имели целью определить условия формирования нефтяных месторождений, однако по существу были ориентированы на решение частных вопросов этой проблемы.
Для выяснения условий формирования нефтяных месторождений Предуральской депрессии в ЦНИЛ Башнефти в 1945 г. и в УфНИИ в 1954-1955 гг. были проведены специальные работы. В настоящей статье изложены основные положения и выводы по этим работам.
Об источнике нефти месторождений ишимбайского и кинзебулатовского типов
По вопросу об источнике нефти месторождений ишимбайского и кинзебулатовского типов в различное время были предложены три гипотезы. Так, еще в 1930 г. Д.В. Наливкин [4] писал, что нефтематеринскими для Урало-Эмбенского района являются пермские отложения. Он ставил под сомнение возможность образования пермской нефти за счет девонской и говорил о широком распространении в пермских отложениях фаций, благоприятствующих накоплению громадных масс органических веществ.
В 1939 г. О.А. Радченко [5] на основе анализа состава нефтей и битумов Ишимбайского района пришла к выводу, что в породах Ишимбайского и Кусяпкуловского массивов имеется органическое вещество, чуждое нефти и сингенетичное породе, что свидетельствует о вторичности залегания нефти. В заключение О.А. Радченко выдвигает гипотезу о происхождении ишимбайской нефти из отложений нижнего карбона.
Аналогичные выводы были сделаны в 1950 г. А.А. Трофимуком [6]. Он писал «...ни сами нефтевмещающие породы, ни осадки, их покрывающие, в условиях месторождений ишимбайского типа не имеют никакого отношения к процессам нефтеобразования. Нефть ...могла мигрировать... только снизу из нефтепроизводящих свит. Это могли быть осадки живетского яруса и в меньшей мере породы доманиковой и угленосной свит».
Третья гипотеза была выдвинута в 1940 г. Н.П. Герасимовым [1]. Автор критикует гипотезу глубинного происхождения нефти, а также толкование ее возникновения в самих нефтевмещающих породах. Он считает, что нефть образовалась из органического вещества, накопившегося в засолоненном бассейне кунгурского века.
Из трех перечисленных гипотез две первые представляются достаточно вероятными и каждая имеет большое число сторонников. Третья к настоящему времени оказалась почти забытой. Ее непопулярность объясняется, вероятно, тем, что она отрывала процесс нефтеобразования от процесса осадкообразования. Органическое вещество по этой гипотезе накапливалось в виде изолированных от породы масс и целиком впитывалось сакмаро-артинскими карбонатами, не оставляя каких-либо следов в осадках кунгура.
В настоящей статье мы хотим привести некоторые фактические данные и высказать ряд соображений, которые следует учитывать при решении вопроса о происхождении нефти месторождений Предуральской депрессии.
Данные бурения показывают, что Предуральская депрессия по сравнению с платформенной частью Башкирии характеризуется более постоянным распространением нефтепроявлений. Различная степень нефтеносности нижнепермских отложений депрессии и прилегающей части платформы подтверждается тем, что в пределах депрессии открыто более десяти промышленных месторождений, а на платформе ни одного.
Большую нефтеносность нижнепермских отложений депрессии можно объяснить тем, что в сакмаро-артинское время она представляла собой область, благоприятную для нефтеобразования. Из работ прошлых лет [7, 8, 9] мы знаем, что в депрессии формировались специфические фации - рифовые, глубоководные, прибрежные и другие. Процессы нефтеобразования, вероятно, были связаны с глубоководными фациями, а также с фациями переходного типа от глубоководных к прибрежным, платформенным и рифовым.
Обычно к категории нефтематеринских относят осадки с повышенной битуминозностью. Но такая точка зрения вызывает законные возражения [3]. Повышенная битуминозность скорее говорит о том, что нефтеобразующие возможности пород остались нереализованными.
Наличие пород с повышенной битуминозностью, вероятно, свидетельствует и о том, что в данном бассейне существовали условия, благоприятные для накопления органического вещества, впоследствии преобразовавшегося в битумы или нефть.
Среди нижнепермских отложений депрессии часто встречаются породы с повышенной битуминозностью. К таким породам относится часть мергелей и глинистых известняков. В других породах такого же литологического состава повышенной битуминозности не наблюдается. Можно допустить, что из большинства глинистых карбонатов углеводороды мигрировали в пористые породы, отдельные же разности глинистых карбонатов более прочно связали органическое вещество и значительная его часть осталась на месте своего первоначального нахождения, преобразовавшись в рассеянные битумы.
При изучении кернового материала сакмаро-артинских отложений депрессии наблюдались случаи залегания пористых, пропитанных нефтью известняков внутри толщи мергелей с рассеянной первичной битуминозностью. Такое сочетание нефтеносных и битуминозных пород проще всего может быть объяснено образованием нефти в мергелях и миграцией ее в прослои пористых известняков.
Общегеологические соображения также свидетельствуют о малой вероятности миграции нефти из девонских отложений. По существующим представлениям образование месторождений в осадках девона происходило в конце верхнедевонской эпохи. Поскольку на территории Предуральской депрессии в отложениях девона слабо развиты пористые породы, нефть в период формирования девонских месторождений должна была или мигрировать в районы развития пористых пород, или достигнуть земной поверхности. Кажется маловероятным, что нефть, образовавшаяся в осадках девона, начала мигрировать только в конце нижнепермской эпохи, особенно если учесть, что в промежуточное время на территории Урала и Приуралья происходили интенсивные тектонические движения.
Из всего изложенного можно сделать вывод, что для месторождений депрессии наиболее вероятными нефтематеринскими породами являются нижнепермские глинисто-карбонатные и карбонатные отложения глубоких частей депрессии, формировавшиеся в условиях восстановительной среды.
Роль литологического фактора в процессе формирования нефтяных месторождений Предуральской депрессии
В месторождениях Предуральской депрессии нефть приурочивается к коллекторам двух типов: к пористым органогенным известнякам и доломитам и к трещиноватым глинистым известнякам и мергелям.
Пористые карбонаты наиболее часто встречаются в рифовых фациях и более редко в платформенных и глубоководных.
В рифовых фациях выделяются коллекторы двух основных типов [6] - первично пористые известняки и губчатые доломиты, пористость которых была значительно увеличена в процессе доломитизации.
Условия образования первично пористых известняков представляются в следующем виде. При быстром прогибании дна бассейна, компенсируемом накоплением скелетов организмов, промежутки между отдельными скелетами и их обломками не успевали заполняться тонким карбонатным материалом и, будучи закрыты последующими порциями осадка, частично или целиком сохранялись при его отвердении. Таким образом пористость данного типа тесно связана с рифообразованием.
Второй тип пористых пород рифовых фаций представлен губчатыми доломитами. По данным Б.Г. Логинова [2] и А.А. Трофимука [6] эти породы формировались в очень мелководных лагунообразных заливах на поверхности рифа. При быстром повышении минерализации воды этих лагун могли протекать процессы доломитизации замещения, сопровождавшиеся повышением пористости накопившегося на их дне органогенно-детритусового осадка. Таким образом коллекторы и этого типа тесно связаны с процессом рифообразования.
Следовательно, вопрос о закономерностях образования и распространения коллекторов, заключающих залежи ишимбайского типа, сводится к вопросу о закономерностях образования и распространения рифовых массивов и главным образом тех, которые являются промышленно нефтеносными.
В результате исследования был сделан вывод, что образование рифовых массивов обусловлено возникновением Предуральской депрессии. Рифы формировались по западной окраине депрессии в области соприкосновения мелководной и глубоководной частей бассейна [9].
Проведенный в те же годы анализ данных полевой геологии, электроразведки, гравиразведки и бурения позволил разделить Башкирское Приуралье на несколько структурно-фациальных зон. В частности, была выделена западная окраина депрессии, или полоса наиболее вероятного распространения рифовых массивов.
В последующие годы в пределах намеченной полосы было обнаружено несколько рифовых массивов, но многие из них оказались не содержащими промышленной нефти. Изучение этих массивов показало, что основной причиной их непродуктивности является весьма слабое развитие в них пород- коллекторов. Следовательно, необходимо было определить, в каких участках депрессии существовали условия, благоприятные для формирования рифовых массивов, богатых коллекторами. Изучение этого вопроса было проведено в 1945 и в 1954-1955 гг. Сравнение по ряду признаков промышленно нефтеносных массивов и массивов без нефти позволило сделать следующие выводы.
1. Продуктивные массивы характеризуются большими размерами.
2. Продуктивные массивы обычно имеют неправильную форму и образуют связки или группы, имеющие единое основание и ориентированные почти перпендикулярно направлению западного склона депрессии. Непродуктивные массивы чаще располагаются поодиночке и имеют округлую форму.
3. Суммарная мощность карбонатной толщи, лежащей выше швагеринового горизонта, у продуктивных массивов почти в 2 раза больше, чем у непродуктивных.
4. Продуктивные массивы располагаются на большей глубине. Так, кровля швагеринового горизонта находится в продуктивных массивах на отметках от -480 до -1200 м, в непродуктивных от -270 до -630 м.
5. Продуктивные массы отличаются большей полнотой разреза и слабым развитием признаков эрозии. В большинстве из них хорошо выражены горизонты артинского яруса и присутствует характерный кладохонусовый известняк. В непродуктивных массивах артинские отложения, в том числе кладохонусовый известняк, обычно отсутствуют.
Такое соотношение перечисленных признаков можно объяснить тем, что в зоне развития продуктивных массивов условия, благоприятные для рифообразования, а следовательно, и для образования коллекторов, существовали на более широком пространстве и более длительное время.
Выясним, чем определялось наличие условий, благоприятных для рифообразования. Анализ признаков продуктивных массивов показывает, что эти массивы формировались там, где прогибание дна бассейна, не превышающее скорости накопления остатков рифообразователей, было достаточно интенсивным и длительным и охватывало значительную по ширине часть склона депрессии. Таким образом, образование пород-коллекторов в рифовых массивах определялось влиянием тектонического фактора.
Среди пород глубоководной фации, слагающих месторождения кинзебулатовского типа, имеются коллекторы двух типов - 1) пористые известняки и доломиты, 2) трещиноватые мергели и глинистые известняки. Пористость пород первого типа тесно связана с органогенными известняками. В свою очередь наличие органогенных известняков связано с наличием среди сравнительно глубоководного бассейна депрессии отдельных мелководных участков. Такими участками здесь являлись своды формирующихся тектонических структур, подобных Кинзебулатовской.
Более прямая связь между формированием структур и образованием коллекторов намечается для трещиноватых пород. В конечные стадии формирования структур кинзебулатовского типа в их сводах возникали значительные напряжения, в результате которых образовалась сеть сообщающихся трещин, не выходящая за пределы структуры, перекрытой пластичными породами кунгурского яруса.
Следовательно, выявление закономерностей распространения коллекторов в месторождениях данного типа заключается в выяснении закономерностей возникновения и распространения структур кинзебулатовского типа.
Кратко рассмотрим нефтенепроницаемые породы, обусловливающие возможность накопления и сохранения промышленных залежей нефти. На всем протяжении Предуральской депрессии от г. Аши до южной границы Башкирии (за исключением нескольких ограниченных по площади участков) сакмаро-артинские отложения покрыты толщей галогенных пород кунгурского яруса.
Интересно выяснить, везде ли галогенная толща имеет мощность, достаточную для надежной изоляции нефтяных залежей. Пример Восточного массива Ишимбая показывает, что при снижении в отдельных участках мощности изолирующего покрова до 200-100 м он не всегда может обеспечить достаточно надежную изоляцию нефти. В районе этого массива нефть проникала через толщу кунгурских и уфимских отложений и достигала дневной поверхности. Однако следует отметить, что, несмотря на миграцию нефти через толщу покрывающих пород, которая, вероятно, происходила в течение длительного времени, месторождение Восточного массива сохранило еще очень большое количество нефти, хотя и потеряло присущую для этих месторождений газовую шапку.
Данный вопрос требует дальнейшего изучения. Однако очевидно, что при прочих равных условиях участки с более мощным покровом осадков кунгурского яруса следует рассматривать как более благоприятные для образования и сохранения промышленных месторождений нефти.
Роль тектонического фактора в процессе формирования нефтяных месторождений Предуральской депрессии
Анализ фактического материала показывает, что тектонический фактор оказывал на формирование нефтяных месторождений депрессии весьма большое и разностороннее воздействие, которое в большей мере было косвенным и в меньшей мере прямым.
В предыдущих разделах статьи был сделан вывод о том, что как процесс образования нефти, так и процесс образования пород с повышенными коллекторскими свойствами был тесно связан с формированием Предуральской депрессии и, в частности, с характером тектонических движений на отдельных ее участках.
Следует полагать, что само зарождение рифовых массивов на отдельных участках западного склона депрессии также обусловливалось историей тектонических движений этой области. Уже давно было высказано положение, что рифовые массивы зарождались в сводовых частях пологих антиклинальных структур, возникших в конце верхнекаменноугольного времени.
Ширина полосы, на которой возникали рифовые массивы, вероятно, зависела от ширины этих структур и истории их дальнейшего формирования. Там, где темп прогибания в направлении с востока на запад замедлялся постепенно, рифовые массивы могли распространяться в пределах достаточно широкой полосы. Там, где изменение темпа прогибания происходило быстро, рифовые фации локализировались в пределах узкой полосы, быстро сменяясь к востоку и западу фациями глубоководными и платформенными.
Большое значение при формировании пород-коллекторов, вероятно, имел характер колебательных движений. Наиболее благоприятными следует считать те участки депрессии, где достаточно быстрое прогибание часто сменялось кратковременными поднятиями, выводившими повышенные участки рифов на поверхность бассейна.
Процесс формирования толщи галогенных пород, изолирующих залежи нефти, также был тесно связан с тектоническими движениями. Там, где в кунгурском веке прогибание было интенсивным и продолжительным, возникла мощная толща галогенных пород, там же, где прогибание было слабым и непостоянным, - маломощная.
Непосредственное влияние тектонического фактора на процесс формирования структурных форм, заключающих промышленные месторождения, было сравнительно небольшим для рифовых массивов и весьма значительным для антиклиналей кинзебулатовского типа.
В ряде работ [6, 7, 8, 9] показано, что рельеф поверхности погребенных массивов Ишимбая был сформирован в основном в результате рифообразования и лишь в незначительной мере в результате эрозии и тектоники. Однако данные бурения показали, что рифовые массивы после своего образования претерпели значительные тектонические смещения. Анализируя данные по району гор-одиночек и Ишимбай-Столяровской зоне, можно сделать вывод, что большинство нижнепермских рифовых массивов приурочено к присводовым частям крупных антиклинальных складок, ориентированных параллельно складкам западного склона Урала. Такое повышенное расположение массивов являлось весьма благоприятным для формирования промышленных залежей нефти, так как нефть могла мигрировать в них с более обширной нефтесборной площади.
Как уже было указано, более прямым было влияние тектоники на формирование нефтяных месторождений кинзебулатовского типа, приуроченных к резко выраженным брахиантиклинальным структурам.
В северной разведанной части депрессии структуры кинзебулатовского типа располагаются в виде непрерывной полосы, протягивающейся с севера на юг почти параллельно полосе рифовых массивов. Естественно, возникает предположение о зависимости положения антиклинальных структур от положения полосы рифовых массивов. Эти структуры формировались в основном уже после окончания роста массивов. Мощная толща массивных рифовых известняков, вероятно, создавала препятствие для распространения тектонических напряжений, «шедших» со стороны формирующегося Урала. В результате более пластичные глинисто-карбонатные породы глубоководных фаций сминались в складки, осложненные расколами и надвигами.
Большой интерес представляет вопрос о времени формирования нефтяных месторождений депрессии и о факторах, способствующих миграции нефти из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. К сожалению, по этому вопросу могут быть высказаны лишь самые общие предположения.
Поскольку предполагаемые нефтематеринские породы погрузились на большую глубину только в конце кунгурского века, следует полагать, что лишь с этого времени мог начаться процесс формирования нефтяных месторождений. Основными факторами, способствующими этому процессу, вероятно, были тектонические напряжения, возникающие в толще пород, слагающих депрессию, и связанные с продолжающимся формированием складчатых сооружений Урала.
Из изложенного выше следует, что наиболее благоприятными для нефтеобразования и для формирования массивов, богатых коллекторами, надо считать те участки депрессии, где прогибание дна бассейна было достаточно интенсивным, продолжительным и охватывало более широкое пространство.
Оценивая строение Предуральской депрессии по данным полевой геологии и геофизических исследований, мы еще в 1945 г. пришли к выводу, что участком депрессии, наиболее благоприятным для формирования промышленно нефтеносных рифовых массивов, являлась ее южная часть, расположенная к югу от г. Стерлитамака. Буровые работы, проведенные в Предуральской депрессии за последние 7 лет, показали, что указанный вывод был правильным. За это время в южной части депрессии было открыто семь промышленно нефтеносных массивов, в северной же части - только один.
В настоящее время территорией, наиболее перспективной на открытие новых нефтяных месторождений ишимбайского типа, представляется участок западной окраины депрессии, расположенный к югу от пос. Мелеуза. На этой территории в пределах Башкирии и Оренбургской области следует предполагать наличие ряда нефтеносных рифовых массивов, подобных массивам Ишимбая, Введеновки и Староказанковки.
Менее ясным представляется вопрос о возможности открытия в южной части депрессии месторождений кинзебулатовского типа. Хотя она и может рассматриваться как область, где должны располагаться многочисленные, достаточно крупные антиклинальные складки, но нет уверенности, что эти складки будут так же резко выражены, как Кинзебулатовская, и что слагающие их породы будут иметь столь же значительную трещиноватость.
ЛИТЕРАТУРА
1. Герасимов Н.П. Геологическое строение восточной нефтеносной области. Изд. Уральского филиала АН СССР, 1940.
2. Логинов Б.Г. К вопросу о пористости и генезисе пористых участков в известняках правого купола Ишимбаева. За Башкирскую нефть, № 6, 1936.
3. Маймин З.Л. Некоторые результаты работ по изучению условий образования нефти. Тр. ВНИГРИ, нов. сер., вып. 82. Ленгостоптехиздат, 1955.
4. Наливкин Д.В. К вопросу о связи уральской и эмбенской нефтей с пермской системой. Нефт. хоз., № 2, 1930.
5. Радченко О.А. Аллохтонность нефти Ишимбайского месторождения по данным геохимического изучения битумов. Тр. НГРИ, сер. А, вып. 115, 1939.
6. Трофимук А.А. Нефтеносность палеозоя Башкирии. Гостоптехиздат, 1950.
7. Трофимук А.А. и Дубровин А.Н. О природе нефтеносных известняковых массивов Ишимбаева. Проблемы сов. геол., № 11, 1936.
8. Шамов Д.Ф. О геологическом строении Ишимбайского нефтеносного района. Сов. геология, № 11, 1940.
9. Шамов Д.Ф. Фации сакмаро-артинских отложений Ишимбайского Приуралья. Тр. УфНИИ, вып. 2. Гостоптехиздат, 1957.
УфНИИ