О зональном распространении нефтяных залежей Татарии
А.М. МЕЛЬНИКОВ
Разведочными работами установлено, что в распространении нефтяных залежей, приуроченных к различным стратиграфическим горизонтам, на территории Татарии наблюдается определенная зональность, которая хорошо прослеживается при движении с востока на запад.
Первая зона, наиболее крупная в тектоническом отношении, охватывает южный купол Татарского свода и его склоны, а также восточный склон северного купола и является высоко перспективной для поисков нефти в ряде стратиграфических горизонтов палеозоя. Здесь сосредоточены все крупные нефтяные залежи, приуроченные к каменноугольным и девонским отложениям. В пермских отложениях нефтепроявления встречаются значительно реже (см. рисунок) и совершенно отсутствуют на южном куполе Татарского свода и в пределах Елабужско-Граханского вала. Западную границу первой зоны можно провести через Нурлат - Октябрьский - Ново-Шешминск - Устье Вятки.
Вторая зона, расположенная на восточном склоне Мелекесской депрессии, западнее первой, вытянута в виде узкой полосы и содержит нефтяные залежи в отложениях нижнего и среднего карбона. Более широко распространены здесь нефтепроявления в отложениях нижней и верхней перми. Западная граница второй зоны ориентировочно проходит через Мамыково - Аксубаево - Каргали.
Далее к западу проходит еще более узкая третья зона, в которой из разреза выпадает не только девонский, но и вышележащий нефтеносный комплекс, приуроченный к нижнекаменноугольным отложениям. В этой зоне нефтяные залежи известны лишь в верей-башкирских и каширских отложениях среднего карбона и одновременно с этим увеличивается интенсивность нефтепроявлений в казанском ярусе. Западную границу третьей зоны условно проводим через Юхмачи - Билярск и западнее Чистополя. В структурном отношении рассматриваемая зона занимает центральную часть Мелекесской депрессии.
Четвертая зона на востоке примыкает к третьей зоне, а на западе ограничена р. Волга на отрезке Большие Тарханы - Тетюши - Камское Устье. Для данной зоны характерно отсутствие нефтяных залежей и ее признаков не только в девоне, но и по всему разрезу карбона. Широким развитием здесь пользуется самый верхний - казанский нефтеносный комплекс, содержащий окисленную неподвижную нефть. В структурном отношении четвертая зона приурочена к западному склону Мелекесской депрессии.
Хотя выделение перечисленных зон и проведение между ними границы условны, несомненно существует подмеченная закономерность в распределении нефтяных залежей.
На основании выявленных закономерностей можно допустить возможность накопления углеводородов и образования нефтяных залежей самостоятельно в девонских, каменноугольных и пермских отложениях, не отрицая при этом некоторой роли и вертикальной миграции в перемещении нефти из одних стратиграфических горизонтов в другие.
Сторонники широкой вертикальной миграции нефти допускают наличие в разрезе спокойно залегающих палеозойских отложений Татарии широко развитой сети крупных и мелких трещин, сообщающихся между собой и идущих на глубины свыше 1500 м. Таких глубоких зияющих трещин, идущих от девона до перми, пока в природе никто не наблюдал и существование их практически трудно допустить, так как в течение геологической истории от девона до перми они должны были бы заполниться различными минеральными выделениями. Несомненно, что в Татарии имеется небольшая вертикальная трещиноватость, в основном в карбонатных породах, но местного значения. Вертикальной миграцией никак нельзя объяснить перемещение большого количества нефти из девона в каменноугольные и пермские отложения и образования в них многочисленных залежей. Наличие широко разветвленной сети глубоких трещин не согласуется с химизмом пластовых вод из различных стратиграфических горизонтов палеозоя.
Как известно, плотность пластовых вод и их минерализация закономерно увеличиваются сверху вниз. При сообщаемости указанных горизонтов подобной дифференциации не могло быть.
То же следует и из рассмотрения распределения нефти по разрезу. Наиболее легкие малосернистые нефти приурочены к наиболее глубокозалегающим девонским отложениям, а более тяжелые, сернистые, как правило, распространены в вышележащих каменноугольных и пермских отложениях.
Характерна и закономерность изменения качества нефтей нижнего карбона в горизонтальном направлении, с востока на запад, от Татарского свода к Мелекесской депрессии. Обычно нефти нижнего карбона, залегающие в наиболее погруженной части депрессии, являются очень тяжелыми (0,93-0,95) и сернистыми (3,5-4%) по сравнению с относительно более легкими (0,88-0,91) нефтями Татарского свода и его склонов.
Приведенные закономерности в распределении нефтей и вод по различным стратиграфическим горизонтам Татарии указывают на отсутствие связи нефтеносных и водоносных горизонтов девона с вышележащими каменноугольными и пермскими.
Не согласуется также с широкой вертикальной миграцией девонской нефти в отложения карбона и перми приведенное выше зональное распределение нефтяных залежей. Действительно, как можно связать образование верхнепермских битумов, пользующихся широким пространственным распространением в IV зоне, с миграцией нефти из девонских или каменноугольных отложений, которые здесь не содержат не только нефтяных залежей, а даже признаков нефти. Отсутствует нефть в девонских отложениях и в соседних III и II зонах, однако в обеих зонах имеем нефтяные залежи в карбоне и скопления битума в пермских отложениях.
Гипотеза широкой вертикальной миграции девонской нефти в вышележащие стратиграфические горизонты противоречит условиям залегания нефтей и битумов в каменноугольных и пермских отложениях. Действительно, нельзя практически представить образование небольших, часто линзообразных залежей нефти в песчаниках и плохо проницаемых алевролитах нижнего карбона за счет вертикальной миграции нефти из девона. При этом в ряде месторождений одновременно с нефтеносностью песчаников угленосного горизонта часто наблюдаются нефтяные залежи в верхней части известняков турнейского яруса, обычно плохо проницаемых, а также в вышележащих известняках тульского горизонта при отсутствии признаков нефти в нижележащих карбонатах фаменского яруса в большинстве случаев водоносных, обладающих хорошей пористостью и проницаемостью.
Трудно объяснить, если признать миграцию нефти из девона, появление нефтяных залежей в органогенно-обломочных известняках и плохо проницаемых полимиктовых песчаниках верейского горизонта при одновременном отсутствии нефтяных залежей в хорошо пористых, трещиноватых, обычно сильно водоносных известняках башкирского или серпуховского подъяруса, подстилающих верейские отложения.
Совершенно необъяснимо с точки зрения гипотезы широкой вертикальной миграции появление нефтяной залежи в верейском горизонте (скв. 67 и 68) на Елабужской площади при отсутствии нефти в хорошо проницаемых песчаных коллекторах нижнего карбона и наличии нефтяной залежи в песчаниках девона. Подобные залегания нефти, когда выше- и нижележащие отложения содержат нефть, а промежуточные отложения при наличии благоприятных коллекторов и структурных форм являются водоносными, можно рассматривать в качестве примеров отсутствия вертикальной миграции нефти.
Имеются также месторождения (Ново-Кадеевское, скв. 63), в которых плохо проницаемые, плотные известняки турнейского яруса содержат малодебитную залежь нефти, а прикрывающие их песчаники и алевролиты угленосного горизонта водоносны при наличии в вышележащих верейских и башкирских карбонатных снова промышленной нефтеносности, несмотря на плохие коллекторские свойства пластов.
Примером отсутствия связи между верхнепермскими нефтепроявлениями и глубинными залежами нефти может служить и западная часть Мелекесской депрессии (четвертая зона), где широким распространением пользуются скопления битума в верхнепермских отложениях, вскрытые большим количеством структурных скважин на огромной площади. Залежи битума связаны с очень плотными карбонатными породами, которые в свою очередь часто залегают среди галогенной толщи. Одной из характерных особенностей залегания верхнепермских битумов в рассматриваемом районе является приуроченность их к определенным выдерживающимся в пространстве пачкам разреза, прослеживающимся на десятки и сотни километров, а также связь битумопроявлений с верхнепермскими локальными поднятиями. Наличие интенсивных нефтебитумопроявлений в верхнепермских отложениях западной части Мелекесской депрессии рассматривалось сторонниками вторичного их происхождения как основной показатель нахождения здесь нефтяных залежей в девонских отложениях, что привело некоторых геологов к ошибочному выводу о высокой перспективности западного борта Мелекесской депрессии [2].
Разведочные работы, проведенные в указанном районе, показали отсутствие в каменноугольных и девонских отложениях даже признаков нефти, несмотря на присутствие в разрезе хорошо проницаемых песчаных и карбонатных коллекторов и благоприятных структурных условий.
Таким образом нефтепроявления в верхнепермских отложениях не могут служить показателем возможного наличия нефтяных залежей в нижележащих и особенно девонских образованиях.
В 1958 г. вышла из печати работа 3.Л. Маймин [1] и ее сотрудников, в которой авторы отрицают наличие нефтематеринских свит в пермских и каменноугольных отложениях и приходят к выводу о едином, девонском возрасте всех нефтей Татарии и соседних территорий. С этими выводами нельзя согласиться, так как они построены на недостаточном количестве материала, без учета фациальных особенностей накопления осадков и палеогеографической обстановки, существовавшей в пермское и каменноугольное время. Кроме того, авторы совершенно не принимали во внимание условия залегания нефти. В этой работе остались совершенно не изученными отложения верхней перми, развитые в юго-восточной и южной части Татарии (бассейн Шешмы, Кичуя и Зая), где по М.Э. Ноинскому широким распространением пользуются прибрежноморские, преимущественно терригенные осадки. Здесь следовало бы детально изучить верхнепермские отложения, содержащие большие скопления битума, связанные, по-видимому, с нефтепроизводящими свитами.
Доказывая на основании весьма ограниченного материала девонский возраст верхнеказанских битумов Татарии, авторы в то же время не дают объяснений целому ряду явлений, которые трудно объяснимы с точки зрения широкой вертикальной миграции нефти из девонских отложений. Например, известно, что в бассейне рр. Шешма и Кичуй в верхах верхнеказанского подъяруса выше серии «подлужник» залегает выдержанная на десятки километров пачка полимиктовых, плохо проницаемых песчаников, содержащих большие скопления окисленной нефти (битума). В то же время ниже данной пачки всюду залегает мощная толща песчаников с лучшими коллекторскими свойствами и совершенно лишенная даже признаков нефти.
Нельзя никак разделить и выводов З.Л. Маймин в отношении связи с девоном всех нефтяных залежей в каменноугольных отложениях и отсутствия в разрезе последних нефтепроводящих свит. Для подобных выводов использованный в работе материал совершенно недостаточен и не увязан с условиями залегания нефти в карбоне, на что указывалось выше. В то же время условия образования осадков, существовавшие в яснополянское и верейское время, а также их литологический и фациальный состав были вполне благоприятными для накопления органического материала и последующего его преобразования в жидкие углеводороды. Незначительное содержание органического углерода и нефтяного битума в породах карбона, на что указывает З.Л. Маймин в своей работе, еще не являются основными показателями при прогнозировании нефтематеринских свит, так как па данным того же автора типичные нефтематеринские свиты (по содержанию органического углерода и битума) отсутствуют и в глинах живетского яруса и нижнефранского подъяруса, что, однако, позволило З.Л. Маймин рассматривать их как источник образования огромных запасов девонской нефти.
Условия залегания песчаных и карбонатных коллекторов среди черных и темно-серых, сильно пиритизированных глин угленосного, тульского и верейского горизонтов весьма благоприятны для образования нефтяных залежей в пределах одновозрастных стратиграфических комплексов.
Утверждение З.Л. Маймин о том, что накопление терригенных отложений нижнего и среднего карбона происходило в окислительной среде в условиях континентального климата также вызывает сомнение и требует проведения дополнительных более широких лабораторных и полевых исследований.
Залегание в яснополянском подъярусе угля наряду с нефтью свидетельствует о том, что в пределах обширной прибрежной равнины отдельные озера и лагуны периодически сильно опреснялись и в них возникала обстановка, способствующая процессу углеобразования. Такие бассейны имели ограниченные размеры, были разобщены друг от друга, что подтверждается линзовидным залеганием угольных пластов. Таким образом, в начале визейского времени физико-географическая обстановка и тектонический режим были весьма сложными, что приводило к одновременному образованию в различных частях бассейна нефти и угля. Близкое содержание серы в нефтях и углях нижнего карбона наводит на мысль о едином источнике органического вещества, который в одних физико-географических условиях приводил к накоплению жидких, а в других твердых углеводородов.
Зональное распространение нефтей Татарии, изменение их химического состава и условия распространения нефтяных залежей не дают никакого основания для предположений о широких масштабах миграции как в вертикальном, так и горизонтальном направлениях.
ЛИТЕРАТУРА
1. О происхождении нефти в каменноугольных и пермских отложениях Волго-Уральской области. Сб. статей под редакцией З.Л. Маймин. Гостоптехиздат, 1958.
2. Троепольский В.И. Новые данные о геологическом строении и истории формирования северной части Аксубаево-Мелекесской депрессии. Ученые записки казанского ун-та, т. 116, кн. 5, 1956.
Трест Татнефтегазразведка
Рисунок Схема распространения нефтеносных зон Татарии.
1 - область развития нефтепроявлений в нижней и верхней перми; 2 - область развития нефтепроявлений в нижней перми; 3 - граница нефтеносных зон; 4 - область отсутствия нефтепроявлений в верхней и нижней перми; 5 - область развития нефтепроявлений в верхней перми.
I -IV - нефтеносные зоны: А -Татарский свод; Б - Мелекесская депрессия; В - Казанско-Кировская депрессия; Г - восточный склон Токмовского свода; Д - Камская впадина; а- Туймазинско-Бавлинский вал; б- Елабужско-Бондюжский вал.