Принципы составления тектонических карт для нефтеносных платформенных областей
В. Д. НАЛИВКИН
На тектонических картах, составляемых нефтяниками, в первую очередь должны быть отражены черты тектонического строения платформ, влияющие на формирование и распределение нефтяных месторождений. Большое значение имеют также и те тектонические особенности, от которых зависит выбор методики и рационального комплекса поисков и разведки.
Современные очертания структур. Распределение нефтяных залежей прежде всего зависит от расположения замкнутых структур, а также от характера крупных моноклиналей, с которыми могут быть связаны стратиграфические залежи. Поэтому главная задача нефтяников - установить положения сводов структур всех порядков, определить ориентировку моноклиналей, их размеры и крутизну, а также выявить на последних структурные носы, по которым прежде всего могут мигрировать нефть и газ. Указанные черты тектонического строения хорошо видны на структурных картах. Последние дают также глубины залегания продуктивных горизонтов, что важно для выбора рационального комплекса поисковых работ.
Структурные карты следует строить по кровле основных продуктивных горизонтов, связанных с песчаными коллекторами. Рельеф поверхности фундамента, особенно на древних платформах, часто имеет другую форму. В тех случаях, когда в районе имеются два или несколько продуктивных горизонтов и условия залегания их существенно различны, имеет смысл строить две и более структурных карт. Эти карты правильнее всего брать за основу общей тектонической схемы.
Время формирования структур. Известно, что время возникновения и прекращения роста у разных структур различно, а их форма и положение вершин не оставались постоянными. От времени начала формирования структур зависят пути миграции и местоположение залежей, что отмечалось многими исследователями [2, 3, 4 и др.]. Предварительное сопоставление времени возникновения структур с наличием нефтяных залежей в соответствующих горизонтах, проведенное для Пермской, Саратовской и Сталинградской областей и для Татарии, показало, что к древним структурам приурочено 70% общего числа залежей нефти и газа, а к молодым - 30%. В древних структурах залежи имеются в 90% случаев и в молодых в 50%. Эти предварительные данные показывают, что большинство древних структур нефтегазоносны, а примерно половина молодых структур оказывается пустой.
Этот принцип действителен и для крупных структур первого порядка. Так, например, все месторождения нефти, известные на юго-западном склоне Татарского свода, приурочены к обширному древнему структурному носу, спускающемуся в юго-западном направлении. В настоящее время этот нос на структурных картах не виден.
Наконец, распределение коллекторов, особенно в базальных терригенных горизонтах, в значительной степени зависит от рельефа морского дна и, следовательно, от расположения древних структур.
Таким образом, отображение на тектонических картах времени возникновения и окончательного обособления структур позволит правильнее определять направление поисков нефти и газа.
Возраст фундамента платформ. Характер тектонических структур древних и молодых платформ различен. Причина этого - длительность промежутка времени между окончанием консолидации фундамента и началом накопления осадочного чехла, что уже отмечалось [5]. Для древней Русской платформы (в районах отсутствия докембрийских отложений) он равен примерно 1 млрд. лет, что соответствует по продолжительности 5-6 таким крупным циклам тектогенеза, как каледонский, герцинский или альпийский. Для молодых платформ - Западно-Сибирской, Скифской и других - этот промежуток не превышал 50 млн. лет и соответствовал примерно одной четверти крупного цикла тектогенеза. Это обстоятельство вызывает следующие различия в характере структур.
1. На древних платформах почти не видно унаследованности структур в чехле от структур, имеющихся внутри фундамента, а на молодых она устанавливается отчетливо. Примерами унаследованных структур от синклинориев и антиклинориев фундамента являются Ляпинская впадина и Северо-Сосьвинский свод Западно-Сибирской низменности. Подобные унаследованные структуры сильно вытянуты. Явление унаследованности позволяет надежнее применять магнито- и гравиметрию для поисков крупных структур и облегчает тектоническое районирование.
2. На молодых платформах структуры второго и третьего порядков отличаются большой амплитудой по поверхности фундамента и выклиниванием нижних горизонтов осадочной толщи на выступах фундамента. Эта особенность дает возможность с большим успехом применять сейсмометрию и проводить поиски стратиграфических залежей на склонах структур.
3. Для молодых платформ характерно быстрое выполаживание локальных структур в верхних горизонтах, а также более широкое распространение их по площади и меньшая связь с валами. Такое быстрое выполаживание структур говорит об усиленном образовании и росте структур в моменты, близкие ко времени окончания консолидации фундамента, и существенном сокращении этого процесса в последующем. В поздние эпохи структуры возникали реже, и формирование их шло медленнее [1]. Этим и можно объяснить более широкое распространение по площади и меньшую связь с валами локальных поднятий на молодых платформах по сравнению с древними.
4. Крупные округлые своды и впадины на молодых платформах выражены слабо. По-видимому, они еще не успели приобрести значительные амплитуды, которые им свойственны на древних платформах. Это обстоятельство затрудняет проведение тектонического районирования.
Указанные особенности структур влияют на тектоническое районирование и на выбор правильной методики их поисков и разведки. Все это делает необходимым отображение на картах возраста фундамента платформ, а если возможно, то и более древних и более молодых участков в пределах платформ сложного строения, которые также влияют на характер структур в чехле.
Генезис структур. Различие в происхождении структур имеет большое значение для правильного определения методики поисков и разведки.
Среди крупнейших структур выделяются два различных тина. К одному относятся слегка вытянутые и округлые антиклизы и синеклизы, а также своды и впадины, характеризующиеся длительным ростом и менявшие во времени свои очертания и положение вершин. Примерами их являются Воронежский, Токмовский, Татарский, Жигулевско-Пугачевский и другие своды, а также Московская, Мелекесская и другие впадины и синеклизы.
К другому типу принадлежат сравнительно узкие и длинные грабенообразные прогибы или желоба, имеющие небольшую продолжительность погружения. Последнее иногда сменялось поднятием. Эти прогибы или желоба генетически связаны с крупными разрывами и к ним приурочена подавляющая часть резких валов, ограниченных флексурами. Примерами таких желобов служат Рязано-Саратовский и Серноводско-Абдуллинский древние прогибы, а также более молодые девонские - Вятский, Днепровско-Донецкий и возможно Доно-Медведицкий.
Выявление подобных прогибов или желобов позволяет оконтурить области вероятного распространения разрывов, а также крутых валов, являющихся весьма благоприятными для образования нефтяных месторождений. Эти прогибы испытывали быстрое погружение и в них могло происходить усиленное накопление органического вещества.
Среди более мелких структур - валов и локальных поднятий - можно наметить три основных типа, каждый из которых подразделяется на ряд подтипов.
1. Структуры, образованные вертикальными движениями, идущими от фундамента, и не связанные непосредственно с разрывами. Они бывают унаследованными и неунаследованными от структур фундамента.
2. Структуры, связанные с разрывами.
3. Структуры, образовавшиеся внутри осадочного чехла (пластические структуры, структуры уплотнения, структуры облекания эрозионных останцев, рифовых массивов и других неровностей рельефа и т. п.).
Знание закономерностей распространения пластических и других структур в чехле позволит правильно выбрать методику разведочных работ и сэкономить значительное количество глубоких скважин, проектируемых на нижние горизонты осадочного чехла, залегающие ниже уровня образования подобных структур.
Выделение структур, связанных с разрывами или унаследованных от строения фундамента, и знание направления разрывов и структур в фундаменте позволят уверенно направить последующую разведку.
К сожалению, генетическая классификация структур еще окончательно не разработана и нет простых методов для определения типов структур. Поэтому последние на тектонических картах, вероятно, удастся выделить далеко не для всех районов.
Разрывы. Разрывы имеют первостепенное значение для нефтяников. С ними связаны резкие валы, ограниченные флексурами, являющиеся весьма благоприятными для образования нефтяных залежей; приурочены трещиноватые зоны, по которым происходит вертикальная миграция воды и нефти (например, Жигулевская флексура). В ряде случаев они, наоборот, экранируют нефтяные залежи. Наконец, они нередко разделяют наиболее крупные структуры.
Важно знать время возникновения и возобновления движений, а также заживления разломов. От этого зависят возраст структур, время появления сообщения между различными пластами или барьеров, преграждавших миграцию. Поэтому на картах желательно индексами отмечать продолжительность существования разрывов. Имеет значение также выделение различных типов разрывов.
Учитывая важность разрывов для определения направления поисков структур, целесообразно наносить на карту и не доказанные окончательно разломы, устанавливаемые по геофизическим данным и другим признакам. Их нужно показывать особым знаком.
Тектоническое районирование. На тектонических картах районирование обычно проводится путем выделения контуров крупных структур (первого и второго порядков). Эти контуры заменяют структурные карты, когда недостает данных для их построения. Подобный способ районирования позволяет не только отделить приподнятые и опущенные участки, но и разграничить районы распространения различных типов структур. Последние часто бывают связаны с особенностями истории формирования более крупных структур.
В этом отношении особенно интересно оконтуривание грабенообразных прогибов, имеющих своеобразную историю развития, в пределах которых широко распространены структуры, связанные с разрывами.
Большое значение также имеет выделение валов, к которым бывают приурочены цепочки локальных поднятий. Нанесение их на карту позволит легче выявить закономерность их размещения.
Помимо границ крупных структур, в отдельных случаях целесообразно оконтуривать системы или группы поднятий, отличающихся какими-либо общими для них важными особенностями строения или истории развития.
Как указывалось выше, основой тектонических карт должна являться структурная карта по продуктивным горизонтам. Поэтому и контуры структур следует проводить по ней. Обычно контуры проводятся посредине склонов, разделяющих положительные и отрицательные структуры. В тех случаях, когда структуры располагаются на моноклиналях или имеют крылья с различной амплитудой, контуры их будут переходить с одной изогипсы на другую. Если важно учесть древние очертания структуры, то контуры следует проводить с учетом этих очертаний, но не выходя за пределы крыльев структур.
Терминология. Для облегчения понимания карты и сравнения ее с другими весьма важно применять единую систему наименования типов структур. Можно предложить следующие термины, обычно употребляющиеся нефтяниками и в большей части принятые для тектонической карты Европы.
1. Антиклизы и синеклизы - наиболее крупные приподнятые и опущенные области, обычно обнимающие несколько сводов и впадин (Волго-Уральская антиклиза, Прикаспийская синеклиза).
2. Своды и впадины - обширные округлые и вытянутые структуры, чаще всего одновершинные, имеющие в поперечнике первые сотни километров (Токмовский, Татарский, Северо-Сосьвинский своды, Мелекесская впадина).
3. Полусводы - своды, часть которых покрыта осадочным чехлом, а другая часть уходит за пределы бассейна осадконакопления.
4. Выступы то же, что и своды, но не отражающиеся в верхних горизонтах осадочного чехла (Пилюгинский выступ).
5. Грабенообразные прогибы (или желоба) - крупные длинные прогибы, обычно ограниченные разрывами, сопровождающиеся системой флексур.
6. Валы и рвы (или депрессии) - линейные структуры, часто ограниченные с одной стороны флексурой и обычно состоящие из одной цепочки локальных структур. Длина их 70-200 км, ширина - первые десятки километров.
7. Локальные поднятия - мелкие (не более первых десятков километров) поднятия различной формы.
8. Термины, не зависящие от величины структур, - седловины, структурные террасы, структурные носы, флексуры, моноклинали.
Способы изображения тектонического строения. Структурную карту для большей выразительности и для выделения крупных структур следует раскрасить разными тонами одного цвета. Светлые тона употребляются для приподнятых районов, темные - для погруженных. Если карта детальная и фундамент имеет один возраст, то можно использовать два цвета, как это делается на гипсометрических картах.
Возраст фундамента лучше отразить различными цветами, т. е. так же, как на тектонических картах СССР, вышедших под редакцией Н.С. Шатского.
Начало времени формирования структур и положение древних поднятий и прогибов можно показать в виде небольших буквенных индексов. Например, если структура возникла в карбоне, то по всей площади ее будут проставлены строчные буквы «с».
Изображение генезиса структур только в редких случаях потребует особых знаков. Все структуры, связанные с разрывами, в том числе и крупные желоба, будут видны по соотношению их с разрывами, а также по примененной терминологии. Структуры, не связанные с разрывами, не требуют особых знаков. Структуры внутри чехла на продуктивных горизонтах обычно не отражаются. Если же потребуется выделять генетические типы, то такие структуры можно оконтуривать линиями особого цвета.
Контуры тектонических районов и крупных структур лучше показать цветными линиями разной ширины в зависимости от размеров того или иного типа структур.
Рассмотренные принципы составления тектонических карт являются самыми общими и ни в коей мере не исчерпывают всего многообразия тектонических условий, влияющих на распределение нефти и методику ее поисков. В одних случаях большое значение могут приобрести такие тектонические условия, которые в других не играютникакой роли. Их, конечно, необходимо отображать на тектонических картах. Поэтому при составлении карт нельзя догматически руководствоваться предлагаемыми методиками, а нужно всегда выявлять наиболее важные особенности тектонического строения.
ЛИТЕРА ТУРА
1. Белоусов В.В. Общая геотектоника. Госгеолиздат, 1948.
2. Козленко С.П. Историческая тектоника и вопросы формирования промышленных залежей нефти и газа. Нефт. хоз., № 7, 1955.
3. Розанов Л.Н. История формирования тектонических структур Башкирии и прилегающих областей. Тр. УфНИИ, сер. геол.-пром., вып. 1, 1957.
4. Тихий В.Н. Оценка перспектив нефтеносности девона на юго-востоке Русской платформы. Новости нефт. техники, геол., № 11, 1948.
5. Яншин А.Л. Методы изучения погребенной складчатой структуры на примере выяснения соотношения Урала, Тянь-Шаня и Мангышлака. Изв. АН СССР, сер. геол., № 5, 1948.
ВНИГРИ