О перспективах газонефтеносности Минусинского прогиба
С.М. ДОРОШКО, В.П. МАРКЕВИЧ
В число межгорных впадин Минусинского прогиба входят Южноминусинская, Североминусинская и Назаровская впадины (рис. 1).
В геологическом строении этих впадин принимают участие допалеозойские, палеозойские и частично мезозойские образования (в северных впадинах), которые образуют три структурных этажа. Нижний из них представлен допалеозойскими и нижнепалеозойскими интенсивно дислоцированными и в значительной степени метаморфизованными образованиями, прорванными интрузиями основного и кислого состава. Средний структурный этаж трансгрессивно, с угловым несогласием залегающий на нижнем этаже и сложен в основном средне- и верхнепалеозойскими отложениями, представленными морскими, лагунно-морскими и континентальными образованиями. Верхний структурный этаж (в Североминусинской и Назаровской впадинах) представлен осадками мезозоя. Установлено, что рассматриваемая область, начиная с нижнего девона (момент заложения перечисленных впадин) и кончая пермью, представляла собой единый седиментационный бассейн или прогиб, причем существование в его пределах крупных впадин, несомненно, отражалось на процессе осаждения и фациальной характеристике накапливавшихся осадков. Установлено также воздымание древнего фундамента прогиба в северном направлении, что сказалось и на мощностях отложений, слагающих этот прогиб. Так, максимальная мощность девонских отложений уменьшается с 8 км в Южноминусинской впадине до 3 км в Назаровской впадине.
В результате герцинской фазы тектогенеза (карбон - пермь) произошло полное обособление перечисленных впадин, и Минусинский прогиб как единый седиментационный бассейн перестал существовать. Крупнейшими впадинами в пределах Минусинского прогиба являются, как уже указывалось выше, Южноминусинская, Североминусинская и Назаровская. Эти впадины разделяются сложно построенными поднятиями северо-восточного простирания, сложенными в сводовых частях додевонскими породами и эффузивными образованиями нижнего девона. Впадины характеризуются развитием локальных поднятий обычно северо-восточного простирания, однако в прибортовых частях простирание этих структур меняется, отражая в некоторой степени контуры впадин. Значительное развитие имеют флексуры и флексурообразные перегибы. Это указывает на то, что в формировании структурного плана играли значительную роль разломы фундамента.
Рассматриваемый район характеризуется широким развитием признаков нефтегазоносности (см. рис. 1), связанных в основном с девонскими отложениями, однако они отмечены также и в отложениях кембрийской системы, вскрывающихся по обрамлениям впадин.
Это обстоятельство дало основание большинству исследователей положительно оценивать перспективы нефтеносности этого региона. Начиная с 1948 г., в Южноминусинской впадине были развернуты геологоразведочные, геофизические и другие научно-исследовательские работы.
Глубокое бурение проводилось с целью поисков промышленных скоплений нефти и газа в основном в живетских и более молодых образованиях девонской системы на Быстрянской, Алтайской, Западнокрасноозерской, Карасукской, Абаканосользаводской, Новомихайловской и других площадях.
В небольшом объеме было проведено глубокое бурение в Североминусинской впадине, где в 1952 г. одной опорной скважиной был введен в глубокое бурение Копьевский купол, а затем - Белоярское поднятие, на котором пробурены четыре глубокие скважины. Ниже приведены краткие сведения по основным площадям.
Быстрянская брахиантиклиналь (рис. 2) большей своей частью расположена в правобережье р. Енисея у сел. Быстрая. Структура эта определяет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении. Сводовая часть ее слагается красноцветными отложениями тубинской свиты верхнего девона (фаменский ярус), а на крыльях более молодыми образованиями нижнего карбона. Складка слегка асимметрична. Юго-восточное ее крыло падает под углом 9°, а северо-западное - 12°. По сравнению с северо-восточным юго-западное периклинальное окончание является более крутым. В 1948 г. на этой площади были заложены первые глубокие скважины, причем одна из них (скв. 9) пробурена на глубину свыше 3000 м. Как видно на структурной карте, ряд скважин расположен явно в неблагоприятных структурных условиях, поэтому сводовая часть осталась недоразведанной. Скв. 1 из отложений илеморовской подсвиты (живетский ярус) с глубины 1881 м дала промышленный приток горючего газа. В других скважинах этой же площади (скв. 4, 5, 15) из того же горизонта получены непромышленные притоки горючего газа с дебитом от 8000 до 15 000 м3/сутки. В составе этого газа, помимо метана, отмечаются и более тяжелые гомологи, что дает основание относить его к нефтяным. В скв. 2 этой же площади из красноцветных отложений тубинской свиты с глубины 1080-1090 м получено около 500 л легкой сильно парафинистой нефти.
Алтайская брахиантиклиналь расположена в междуречье Абакана и Енисея у сел. Ивановка. Складка вытянута в восток - северо-восточном направлении. Сводовая часть ее сложена породами тубинской свиты, а на крыльях выступают более молодые образования (нижний карбон). Помимо мелких нарушений, центральная часть этой структуры осложнена крупным разломом северо-западного простирания, в результате которого юго-западная часть структуры опущена. На северном более пологом крыле складки углы падения 10-20°, а на южном 18-25°.
Если строение западного периклинального окончания Алтайской брахи- антиклинали более или менее ясно, то восточная ее периклиналь и характер сочленения с Западно-Тагарской брахиантиклиналью до настоящего времени не выяснены; нет ясного представления и о положении свода этой структуры.
В ряде пробуренных скважин из отложений илеморовской подсвиты были отмечены незначительные выбросы горючего газа и притоки нефти. В составе газа (скв. 2, 3, 6), помимо метана, содержится до 7,7% тяжелых углеводородов, включая бутан и более тяжелые гомологи. Следует отметить, что на этой площади при бурении зафиксированы газопроявления почти по всей разбуренной части структуры, что, видимо, связано со значительной ее разбитостью. В настоящее время по нашему предложению на этой структуре заложена глубокая скв. 12 для разведки доживетских отложений.
Новомихайловская брахиантиклиналь расположена в междуречье Абакана и Енисея, юго-восточнее Алтайской брахиантиклинали. Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку почти широтного простирания. В своде ее обнажаются отложения кривинской свиты нижнего карбона. Складка несколько асимметрична. Так, северо-западное ее крыло падает под углом 12-14°, юго-восточное - 6-8°. Свод структуры по данным сейсморазведки методом отраженных волн с глубиной несколько смещается в северном направлении. На этой структуре пробурено и находятся в бурении шесть глубоких скважин.
После вскрытия кровли илеморовской подсвиты в СКВ. 1 произошел сильный газовый выброс, в результате чего фонарь и инструмент были сильно повреждены и скважина перешла на открытое фонтанирование. В дальнейшем эта скважина была ликвидирована по техническим причинам. В ее фонтанной арматуре было отобрано значительное количество конденсата, представляющего совершенно бесцветную жидкость удельного веса 0,690, с резким запахом бензина.
Признаки нефти и газа отмечены и на ряде других площадей.
Так, после проведения мощных взрывов в скважинах непромышленные притоки газа получены также на Карасукской и Западнотагарской структурах. На Абакинсользаводской структуре при испытании скв. 2 из отложений илеморовской подсвиты получено свыше 5 т темно-коричневой нефти вазелиноподобной консистенции даже при комнатной температуре. Интересно отметить, что при обработке пласта соляной кислотой приток нефти заметно увеличился, а при дальнейшем снижении уровня из-за сильной парафинизации стенок скважины приток прекратился. Незначительное количество такой же нефти из отложений илеморовской подсвиты было получено на Карасукской площади.
Таким образом, в пределах центральной части Южноминусинской впадины отложения илеморовской подсвиты оказались регионально нефтегазоносными, причем вследствие уплотненности пород скопления газа и нефти связаны здесь с зонами трещиноватости. Вместе с тем промышленные залежи нефти и газа в этих отложениях не установлены.
Разведка доживетских отложений на территории Южноминусинской впадины проводилась на двух площадях: Биджинской и Аскизской (см. рис. 1). В пределах Биджинской площади, свод которой сложен осадками илеморовской подсвиты, пробурены две глубокие скважины (скв. 1 и 2). Обе они остановлены в эффузивах нижнего девона, не дав положительных результатов, в связи с чем дальнейшее бурение здесь было прекращено.
Аскизская структура расположена в пределах южного борта Уйбатского отрога. В сводовой ее части вскрываются красноцветные отложения абаканской свиты (эйфель - нижний живет). Для разведки эйфельских (таштыпская свита) и кобленцских (имекская свита) отложений здесь была заложена глубокая скважина, которая вскрыла мощную толщу (2702 м), в основном красноцветных отложений.
По естественным обнажениям можно наблюдать, как таштыпские известняки в северо-восточном направлении уменьшаются в мощности, а затем замещаются красноцветными отложениями (сел. Б. Бор и др.). Поэтому, можно полагать, что в аскизской скважине и вообще к северу и северо-востоку от своих коренных выходов, отложения таштыпской свиты замещаются красноцветными отложениями, в результате чего нижняя (толочковская) и верхняя (сиринская) красноцветные свиты сливаются в единую красноцветную толщу. Аскизская скважина, по всей вероятности, остановлена в низах эйфельского яруса и проектного горизонта (имекской свиты) не вскрыла. Таким образом, ни одна из пробуренных скважин по тем или иным причинам не выполнила поставленных задач, в связи с чем вопрос о возможной нефтегазоносности доживетских отложений до настоящего времени остается открытым.
В связи с этим нам хотелось бы коснуться некоторых вопросов, имеющих большое значение для решения поставленной задачи и нуждающихся в дальнейшем изучении.
Так, вопрос о коллекторах относится к числу кардинальных вопросов при оценке перспектив нефтегазоносности. Отсутствие коллекторов среди отложений, естественно, исключает возможность формирования нефтяных и газовых залежей даже при благоприятных в этом отношении структурных особенностях пород, слагающих район.
Для Южноминусинской впадины, как и для других межгорных впадин, характерным является концентрическое строение, т.е. концентрический план выходов осадочных пород на поверхность, обусловленный конфигурацией самой впадины.
Естественно, обнажающиеся по бортам этих впадин породы часто характеризуются значительным метаморфизмом и уплотненностью. Некоторые исследователи, придающие большое значение влиянию динамометаморфизма на уплотнение пород и ухудшение их коллекторских свойств, считают, что степень метаморфизма и уплотненность пород, наблюдаемые по окраинам впадины, распространяются на всю впадину, причем эти явления усиливаются к ее центральным частям. Однако породы, заполняющие окраинные части впадины, могли подвергаться различным диагенетическим процессам и тектоническим напряжениям в большей степени, чем породы того же возраста, погруженные на глубину, что ставит нас перед необходимостью дифференцированно рассматривать различные участки этих впадин.
Не менее важным вопросом является возраст самих нефтяных и газовых залежей, которые могли формироваться в различные геологические периоды при совершенно другом состоянии пород, и иных коллекторских свойствах их. Этот вопрос требует тщательного анализа геологических материалов, изучения геологической истории формирования как самой впадины, так и накопившихся в ней осадков, их фациальных особенностей и т.д.
Весьма важным и совершенно не изученным является вопрос о существовании и «жизни» самих залежей нефти и газа.
Если залежи нефти и газа сформировались в прошлые геологические периоды, после чего осадочные породы подверглись различным изменениям (уплотнению и метаморфизму), то интересно выяснить, как реагировали на это участки пористых пород, насыщенных нефтью, газом, водой. Эти жидкие и газообразные вещества, естественно, оказывали сопротивление уплотнению пород, причем это сопротивление повышалось за счет внутрипластового давления, которое также увеличивалось с ростом давления вышележащих толщ или других причин.
В природе ничто не исчезает, но одна форма материи может при известных условиях переходить в другую. Что же делается с нефтяными и газовыми залежами в случае, если нефть и газ лишены доступа к поверхности? На этот вопрос ответить трудно, но можно полагать, что залежи в случае их изолированности от внешних условий должны сохраниться.
Нередки случаи в мировой практике, когда среди уплотненных отложений при бурении вскрываются значительные скопления нефти и газа, связанные с зонами трещиноватости. Такие примеры имеются и на территории СССР, в частности в Башкирии (районы Кинзебулатово и Карлы).
Нередки случаи скоплений нефти и особенно газа в более изолированных зонах трещиноватости в разрезе осадочных толщ. Так, в Южноминусинской впадине в разной степени значительные скопления газа и нефти встречены в плотных, местами трещиноватых породах среднего и верхнего девона, особенно илеморовской подсвиты. Однако ограниченность распространения залежей в пределах структуры по крайней мере для этих отложений не позволила до сих пор оконтурить достаточные в промышленном отношении залежи нефти и газа, хотя отдельные скважины обнаружили промышленные скопления газа. Например, на Быстрянской площади скв. 1-р при глубине 1881,25 м в течение месяца открыто фонтанировала горючим газом с дебитом до 200 000 м3/сутки с давлением свыше 150 атм и с трудом была «задавлена» тяжелым глинистым раствором. При поворотном испытании через несколько лет скважина фонтанировала в течение более чем трех месяцев, не снижая давления и дебита. Однако заложенные на этой структуре другие скважины, как уже отмечалось выше, или не проявили себя или же дали относительно незначительные притоки газа и нефти.
Для того чтобы появились в трещиноватых зонах углеводороды, необходим соответствующий материал и пористые породы, в которых он мог находиться. Оттого, что мы будем дробить породу, в ней не могут образоваться углеводороды, если их там не было. Зоны трещиноватости являются лишь вместилищами для проникающих со стороны жидких и газообразных углеводородов и других жидкостей и газообразных продуктов, если эти зоны связаны открытыми трещинами с источниками этих продуктов. Таким образом, если стоять на позициях органической гипотезы образования нефти, то при наличии значительных скоплений нефти или газа в трещиноватых зонах, естественно, следует искать источники или иными словами залежи этих полезных ископаемых, которые питают трещиноватые зоны. Это вполне естественно, так как все гипотезы органического происхождения нефти базируются на представлениях о нефтематеринских свитах.
Если зоны трещиноватости в плотных и крепких породах образовались в недавнее время и в них мы находим скопления нефти и газа, то следует где-то ниже или в стороне искать залежи нефти и газа, питающие эти зоны трещиноватости. Учитывая сказанное, мы считаем, что в рассматриваемом регионе наиболее интересной является Южноминусинская впадина.
Несмотря па значительное количество пробуренных глубоких скважин, до сих пор промышленное значение этой впадины не ясно. Основной объем глубокого бурения был затрачен на разведку илеморовской подсвиты среднего девона, породы которой оказались весьма уплотненными, а вскрытые нефтегазопроявления, по всей вероятности, связаны с зонами трещиноватости. Учитывая широкое распространение в пределах Южноминусинской впадины газонефтепроявлений (причем вскрыты значительные скопления газа на ряде структур), мы считаем, что перспективы газонефтеносности этой территории остались невыясненными. Такое положение связано, видимо, с тем, что разведку Минусинского района вели не совсем правильно. Прежде всего, не изучив перспектив нефтегазоносности и не установив основных объектов, благоприятных для формирования нефтяных и газовых залежей, стали разбуривать все локальные поднятия как заведомо нефтегазоносные, причем значительный метраж был проведен даже в неблагоприятных структурных условиях. Вместе с тем своды структур, наиболее проявивших себя нефтегазопроявлениями (Быстрянская, Новомихайловская), остались неразведанными. Не решен также вопрос о нефтегазоносности доживетских отложений. В связи с этим можно рекомендовать следующее.
Пробурить глубокие скважины на Алтайской (что уже по нашему предложению принято), Западнотагарской и Быстрянской площадях для разведки доживетских отложений и оценки их перспектив в нефтегазоносном отношении. В задачу предлагаемых глубоких скважин на Быстрянской и Алтайской площадях следует включить также доразведку живетских отложений.
Следует иметь в виду, что в зависимости от той оценки, которая будет дана Южноминусинской впадине - наиболее благоприятному в структурном отношении району, будут зависеть дальнейшие нефтепоисковые работы в других межгорных впадинах Сибири. Поэтому вряд ли будет правильным свернуть работы, не решив этих задач в Южноминусинской впадине, располагающей пока соответствующей разведочной базой. Североминусинскую и Назаровскую впадины, располагающиеся, как уже отмечалось выше, в условиях воздымания древнего фундамента и резкого сокращения и размыва на структурах интересующих нас отложений среднего палеозоя, можно считать менее благоприятными в отношении перспектив нефтегазоносности. Этот вопрос будет значительно уточнен по результатам нефтепоисковых работ в Южноминусинской впадине.
Институт геологии и разработки горючих ископаемых АН СССР
Рис 1. Обзорная карта Минусинского прогиба.
I - границы Назаровской впадины с Западно-Сибирской низменностью; II - нефтепроявления; III - газопроявления; IV - битумы; V - горючие сланцы; VI - условный контур нефтегазопроявлений, встреченных при бурении глубоких скважин в отложениях илеморовской подсвиты (живетский ярус); VII - антиклинали, в своде которых обнажаются отложения нижнего девона: 1 - Кызылсукский купол, 2- Миланская, 7- Утинская (Венская), 16 - Усть-Фыркальская, 26 - Арамчакская, 33 - Кокоревская, 31 - Новоселовская, 35 - Копьевский купол, 36 - Париловская, 39 - Огоньковская, 43 - Усть-Сосновская, 44 - Локшинская, 45 - Алексеевская; VIII - антиклинали, в своде которых обнажаются отложения среднего девона; 3 - Верхнеимекская, 4 - Усть-Чульская, 5 - Лырсовская, 6 - Аскизская, 14 - Центральнотагарская, 21 - Биджинская (Моховская), 23 - Убрусская, 26 - Иткольская, 28 - Тусовская, 29 - Фыркальская, 32 - Варчинская, 37 - Ильинская, 47 - Кольцовская, 48 - Усть-Березовская; IX - антиклинали, в своде которых обнажаются отложения верхнего девона: 8 - Западнокрасноозерская, 9 - Восточнокрасноозерская, 12 - Алтайская, 13 - Западнотагарская, 15 - Быстрянская, 17 - Капчалинская, 18 - Ярымкайская, 19 - Абаканосользаводская, 20 - Карасукская, 22 - Петрошиловская, 27 - Белевская, 30- Подзаплотская, 31 - Тергешская, 33 - Белоярская, 40 - Дербинская, 41 - Сырская, 46 - Горбовско-Новосоксинская; X - антиклинали, в своде которых обнажаются отложения нижнего карбона: 10 - Новомихайловская, 11 - Полежаевская, 24 - Бузуновская, 42 - Парновская; XI - антиклинали, в своде которых обнажаются отложения мезозоя; 49 - Ельниковская; XII - эффузивные образования нижнего девона; XIII - отложения среднего и верхнего палеозоя; XIV - отложения мезозоя; XV - додевонские отложения.
Рис. 2. Структурная карта Быстрянской площади по кровле бейской свиты.
