Основные черты формирования структур и нефтяных залежей северо-западной части Большекинельского вала
М. В. Макаренко, П. Е. Пчелинцев
На северо-западе Большекинельского вала (на Сосновской и Дерюжевской площадях) основные промышленные скопления нефти выявлены пока в отложениях верхнего девона (пашийский горизонт) и нижнего карбона (турнейский ярус).
Пашийский горизонт представлен частым чередованием кварцевых мелкозернистых рыхлых песчаников, плохо проницаемых алевролитов, аргиллитов и глин. В них условно выделяются пласты ДI и ДII. Нефтяная залежь приурочена к песчаникам пласта ДI. Непроницаемые прослои, разделяющие пласты, выклиниваются по профилям и тем самым создается единая гидродинамическая связь обоих пластов.
Нефтяная залежь турнейского яруса приурочивается к его верхней части, к рыхлым органогенно-обломочным известнякам.
Кроме выявленных промышленно нефтеносных горизонтов, в разрезе карбона и девона зафиксированы нефтепроявления в кыновском, угленосном верейском горизонтах и башкирском ярусе [1].
По верхнепермским отложениям северо-западная часть вала, как и восточная, представляет собой цепочку линейно вытянутых локальных структур (Сосновская, Дерюжевская, Старо-Аманакская, Калиновская и др.) с крутыми юго-западными и более пологими северо-восточными крыльями (рис. 1).
На Сосновской и Дерюжевской площадях по данным глубокого разведочного бурения отмечается соответствие структурных планов девона, карбона и перми.
К юго-востоку от Дерюжевской площади (Калиновка) положение структурных планов меняется.
Структуры Большекинельского вала начали формироваться в основном в среднефранское время, хотя некоторые элементы их были заложены уже в конце нижнефранского времени.
В развитии пашийской структуры на Дерюжевской площади, наиболее характерной для северо-западной части Большекинельского вала, можно выделить три этапа ее формирования (рис. 2).
Первый этап (от кыновского до конца фаменского времени) характеризуется интенсивными восходящими движениями (см. рис. 2, б). Об этом свидетельствует размыв отложений карбонатного девона в районе скв. 111, амплитудой около 60 м, который подтверждается значительным сокращением мощности от кровли кыновских слоев до кровли фаменского яруса.
В конце первого этапа наиболее приподнятая часть района начала погружаться, о чем свидетельствует увеличение мощности отложений турнейского яруса и угленосного горизонта. Так, в районе скв. 111 и 104 мощность турнейского яруса соответственно составляет 78 и 66 м, а угленосного горизонта 29 и 20 м.
В конце фаменского времени начинает проявляться асимметричность поднятия, намечается юго-западное крутое крыло пашийской структуры.
Второй этап (каменноугольный и значительная часть пермского периода) характеризуется колебательными движениями переменного знака с преобладанием восходящих движений (см. рис. 2, в, г, д, е) продолжается дальнейшее формирование структуры. Юго-западное крутое крыло поднятия становится более четко выраженным. В калиновское время превышение свода над крутым юго-восточным крылом достигло 70 м.
В третий этап (с конца перми и, по-видимому, до настоящего времени) окончательно оформляется современная структура, а ее выполаживание наблюдается в районе скв. 111.
Как видно, развитие структурно-тектонических форм осадочных пород девона (в первый этап) унаследованно продолжалось и в каменноугольное время.
Одновременно с формированием структур карбона и девона на Дерюжевской площади происходило их развитие и на соседней Сосновской площади (рис. 3).
В северо-западной части Большекинельского вала одни структуры унаследованно развивались длительный промежуток времени, а другие на определенных этапах геологической истории проходили через стадию резкого выполаживания.
По данным бурения и опробования разведочных скважин на Сосновской и Дерюжевской площадях отметки водонефтяного контакта и этажа нефтеносности в залежах пашийского горизонта и турнейского яруса резко различны. Так, водонефтяной контакт залежи пашийского горизонта на Дерюжевской площади определяется на отметке -2175 м, а на Сосновской -2110 м (?); этаж нефтеносности соответственно составляет 32 и 12 м; отметка водонефтяного контакта турнейской залежи нефти на Дерюжевской площади -1505 м, а на Сосновской -1460 м; этаж нефтеносности соответственно равен 78 и 32 м.
Исходя из того, что формирование залежей может начаться после образования поднятия или одновременно с ним, можно предполагать, что нефтяные залежи пашийского горизонта формировались в первый (девонский) этап развития структур, а залежи турнейского яруса - во второй этап.
Большой этаж нефтеносности и хорошая сохранность пашийской залежи на Дерюжевской площади при coответствии водонефтяного раздела последней замкнутой изогипсе свидетельствуют о том, что нефтяная залежь существенно не переформировалась, а поднятие, к которому она приурочена, не подвергалось со временем значительной структурной перестройке.
На Дерюжевской площади водонефтяной раздел залежи турнейского яруса соответствует последней замкнутой изогипсе, а на Сосновской фиксируется значительно выше прогиба между этими двумя поднятиями. Таким образом, после формирования залежи Сосновская структура испытала дополнительный рост, вследствие чего она оказалась более высоко расположенной и не до конца заполненной нефтью, так как основная масса углеводородов к этому времени уже распределилась.
Большой интерес представляют физические свойства нефтей в пашийском горизонте верхнего девона Дерюжевской площади.
В.Ф. Раабен [2] отмечает, что наиболее легкие нефти пашийских залежей приурочены к сводам структур первого порядка, а тяжелые нефти - к впадинам. Подобное распределение нефтей он объясняет действием гравитационных сил: легкие нефти устремляются к возвышенным участкам структур, а тяжелые нефти остаются во впадинах. Такой вывод не подтверждается фактическими данными по Сосновской и Дерюжевской площадям, расположенным на территории древнепалеозойской Сергиевско-Бугурусланской впадины. Нефти Сосновского и Дерюжевского месторождений намного легче нефтей прилегающих районов (см. таблицу).
По-видимому, качественную характеристику нефтей следует увязывать с палеотектоникой времени формирования залежей.
Палеоструктурный анализ северо-западной части Большекинельского вала и прилегающих районов (с запада, юго-запада и севера) подтверждает существование относительной приподнятости северо-западной части вала в течение всего периода формирования девонских залежей нефти.
Наблюдаемое изменение физико-химических свойств нефтей месторождений рассматриваемой части вала позволяет установить ухудшение качества нефти с северо-запада на юго-восток. Все это указывает на миграцию нефти от Дерюжевского поднятия.
Анализ распределения мощностей от кровли пашийского до кровли угленосного горизонта в пределах исследуемого и северной части Кинель-Черкасского газонефтеносного районов показывает, что наиболее погруженный район находится непосредственно к юго-западу от описываемой площади.
Можно предполагать, что эта наиболее погруженная территория и явилась нефтепроизводящим районом, а северо-западная часть Большекинельского вала и примыкающие к нему с северо-востока, запада и юго-запада территории - районами нефтегазонакопления.
На основании изложенных данных можно говорить о значительном повышении перспективности каменноугольных и девонских отложений исследуемого района.
Поисково-разведочные работы на нефть в отложениях карбона и девона следует в первую очередь проводить не только к юго-востоку и востоку от Сосновской и Дерюжевской площадей, но и к западу и юго-западу от них, тем более, что здесь по кровле сосновской свиты казанского яруса верхней перми выявлено несколько структур (Сарбайская, Аделяковская и др.).
Для более надежной подготовки новых площадей под глубокое разведочное бурение необходимо к югу и юго-западу от описываемого района шире развернуть сейсморазведку и структурное бурение. Этими работами следует охватить территорию, расположенную между Сосновской и Ново-Аманакской площадями и к юго-востоку от последней.
ЛИТЕРАТУРА
1. Макаренко М.В. О нефтеносности северо-западной части Большекинельского вала. «Геология нефти и газа» ,1959, № 7.
2. Раабен В.Ф. Об одной закономерности в распределении девонской нефти Урало- Волжского региона. «Геология нефти», 1957, № 4.
НПУ Кинельнефть
Таблица Основные свойства нефтей девонских залежей месторождений Большекинельского вала и Кинель-Черкасского газонефтеносного района
|
Район |
Месторождения |
Удельный вес |
Содержание, % |
Выход легких фракций при 300 °С |
||
|
акцизных смол |
серы |
парафина |
||||
|
Большекинельский вал |
Дерюжевка |
0,8125 |
13,3 |
0,40 |
4,1 |
65 |
|
Красноярка |
0,8900 |
46,6 |
1,30 |
5,5 |
44 |
|
|
Заглядино |
0,8838 |
53,0 |
1,70 |
2,5 |
44 |
|
|
Тарханы |
0,8769 |
40,0 |
1,60 |
2,5-3,5 |
42 |
|
|
Аширово |
0,8153 |
16,6 |
0,36 |
10,3 |
66 |
|
|
Кинель-Черкасский газонефтеносный район |
Муханово |
0,8354 |
20,0 |
0,77 |
4,0 |
51 |
|
Коханы |
0,8590 |
4,7 |
1,11 |
5,2 |
- |
|
|
Михайловка |
||||||
Рис. 1. Структурно-тектоническая схема северо-западной части Большекинельского вала и прилегающих районов.
Изогипсы по кровле: I - калиновской свиты, II - репера «g» сосновской свиты; изопахиты: III - терригенной части девона, IV -от кровли угленосного горизонта до кровли пашийских слоев; V - южная граница распространения Сергиевско-Бугурусланской впадины; VI - разведочные скважины. Структуры: 1 - Сосновская, 2 - Дерюжевская, 3 - Ново-Аманакская, 4 - Калиновская, 5 - Сидоровская, 6 - Сарбайская, 7 - Аделяковская, 8 -Алешкинская, 9- Кротковская, 10 - Орлянская, 11 - Старо-Аманакская.
Рис. 2. Структурная и палеоструктурные схемы кровли пашийского горизонта Дерюжевского поднятия.
а - структурная схема по кровле пашийского горизонта (современное положение), б - к концу девонского времени, в - к концу турнейского времени, г - к концу угленосного времени, д - к концу Верейского времени, е - к концу Калиновского времени; 1 - скважины, 2 - изогипсы и изопахиты.
Рис. 3. Структурная и палеоструктурные схемы кровли турнейского яруса Дерюжевского и Сосновского поднятий.
а - структурная схема, б - к концу репера "х" окского подъяруса, в - к концу верейского времени, г - к концу Калиновского времени; 1 - разведочные скважины, 2 - изогипсы и изопахиты.