Мощный терригенно-карбонатный комплекс, широко развитый в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, содержит значительные потенциальные ресурсы УВ. Перевод этих ресурсов в более высокие категории запасов сдерживается в определенной степени как отсутствием достаточно обоснованного дробного расчленения отложений этого комплекса, так и их детальной корреляции, особенно в зоне Камско-Кинельской системы впадин (ККСВ) и прилегающей к ней с юго-востока территории Волго-Уральского позднедевонско-турнейского архипелага, где резко изменяются литология, мощности и стратиграфическая полнота геологических разрезов различного типа. С помощью данных только промыслово-геофизических исследований решить указанную проблему нельзя.

Изучаемые продуктивные толщи в районе работ представлены разнофациальными карбонатными отложениями, сформировавшимися в условиях сложнорасчлененного аккумулятивного рельефа позднедевонско-турнейского биогермно-карбонатного шельфа, переходных участков от склонов к впадинам, а также самих впадин и органогенно-карбонатных массивов, расположенных в пределах последних (рис. 1). Поисковые работы здесь затруднены из-за недостаточной изученности пространственных и временных соотношений разного типа структурных форм, которые могут быть ловушками нефти и газа.

Для успешного решения проблемы необходимы стратиграфо-палеогеографические исследования. Коллектив авторов начал их с корреляционных построений на основе подразделений общей стратиграфической шкалы.

Для корреляции пород, вскрытых бурением, наиболее результативны фораминиферы, остракоды, брахиоподы, конодонты и споры. Для этих групп отечественными и зарубежными исследователями предложены зональные шкалы, увязанные со стратотипами подразделений верхнего девона и нижнего карбона. Каждая из зон - результат сложного биозонального анализа планетарного материала. Зональные комплексы, несущие “корреляционную функцию” [2], в большинстве случаев позволяют сопоставлять разнофациальные отложения.

Проведенные исследования показали, что наибольшей разрешающей способностью обладают зоны, установленные по возникновению таксонов высокого ранга (род, семейство), зональные комплексы которых содержат как планктонные, так и бентосные формы. Дробность зональных шкал упомянутых ранее групп различна, так же как неоднозначна их корреляционная эффективность. При зональной корреляции разнофациальных отложений и увязке местных и региональной схем с общей наиболее эффективны остракоды; широко привлекаются также данные по конодонтам, фораминиферам, брахиоподам и спорам.

Следует отметить, что конодонтовая и особенно остракодовая зональные шкалы фаменских и турнейских отложений, предлагаемые в качестве общих, использованы нами практически без изменения. В то же время выявлено, что фораминиферовая и споровая шкалы требуют уточнения, особенно в части соотношения их зон с подразделениями общей схемы.

При зональной корреляции карбонатных толщ фамена и турне Пермского Прикамья и Удмуртии наиболее четко прослеживаются уровни, соответствующие примерно основанию зон или слоев: Fossirichterina intercostata - Rabienites decorus - Phlyctiscapha lebedianica, Palmatolepis marginifera, Eoendothyra communis; Maternella hemisphaerica - Kloedenellitina triceratina, Polygnathus styriacus, Quasiendothyra с непостоянным лучистым слоем, Hymenozonotryletes lepidophytus; Maternella hemisphaerica - Tchizhovaella primula - Carboprimitia turgenevi, с доживающими Palmatolepis rugo-sa, Quasiendothyra kobeitusana - Q. konensis и т. д. (рис. 2).

Исследования на основе зональных шкал, предлагаемых в качестве стандартных, проводились одновременно с разработкой стратиграфической схемы фаменских и турнейских отложений Пермского Прикамья и Удмуртии, а также местных стратиграфических схем, отражающих специфику палеогеографического развития разных участков изучаемой территории древнего шельфа. Отметим, что местные схемы состоят из слоев с наименованием индекс-видов по разным группам с характерными для каждого из них комплексами, литологией и порядком мощностей.

Пользуясь этими схемами, в настоящее время практически несложно определить вскрытый скважиной ландшафтный тип разреза, установить зоны, предсказать литологические свойства и мощность слагающих их на этом участке пород. Существенно, что с помощью зонального метода обосновываются стратиграфические перерывы в карбонатной толще верхнего девона и нижнего карбона. И, наконец, этими же методами выявляются участки фациальных переходов.

Таким образом, проведенные на зональной базе стратиграфо-палеогеографические исследования позволяют на северо-востоке Волго-Уральской области обосновать детальную модель строения мощной верхнедевонско-турнейской карбонатной толщи и вплотную подойти к выявлению закономерностей размещения структурных форм различного типа. Сочленения биостратиграфических зон, как правило, образуют литологические ловушки. Участки с чечевицеобразными раздувами органогенно-карбонатных тел перспективны на поиски нефти, скопления которой приурочены к структурно-литологическим массивным и массивно-слоистым залежам (рис. 3). К раздувам органогенно-карбонатных толщ различного возраста, развитым на бортах ККСВ и внутри этих впадин, относятся структуры облекания с промышленными скоплениями УВ. Ловушки стратиграфического типа, выявляются при детальном изучении полноты разрезов на основе палеонтологических данных.

Перспективное планирование поисково-разведочных работ в новых районах зависит от закономерностей развития и пространственного распространения структур различного генезиса и дальнейшего их изучения. На рис. 1 показаны месторождения нефти, уже установленные бурением в бортовых зонах ККСВ. Обнаруженные с использованием данных зональной биостратиграфии разновозрастные рифы, атоллы, рифовые банки и гряды, рифовые мосты, плато, впадины, узкие прогибы и рукава позволяют полнее представить историю геологического развития ККСВ и прилегающей к ней с юго-востока территории Волго-Уральского архипелага, пространственные закономерности современного строения и перспективы нефтегазоносности исследуемого региона. Площади, перспективные на поиски антиклинальных, литологических и комбинированных ловушек нефти и газа в верхнедевонско-турнейской карбонатной толще, на основе зонального метода расчленяются на обособленные полосы развития органогенно-карбонатных массивов франско-фаменского, заволжско-упинского и улинско-черепетского возраста [1], что позволяет более дифференцированно подходить к методике геолого-геофизических работ и интерпретации их материалов на различных участках территории. В целом это значительно повышает геолого-экономическую эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ.

В заключение следует подчеркнуть, что стало возможным проводить геологоразведочные работы на основе зональной биостратиграфии. В связи с этим необходимо ввести в общую стратиграфическую схему верхнего девона и нижнего карбона зональные шкалы не только по фораминиферам, но и по остракодам, конодонтам и спорам.

1. Кузнецов Ю.И., Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа северной части Урало-Поволжья. - Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып.176, с. 3-12.
2. Соколов Б.С. Об основах стратиграфической классификации. - В кн.: Стратиграфическая классификация. Л., 1980,с. 7-11.

а - границы мощной карбонатной толщи; выделяемые биостратиграфические зоны, б - Palmatolepis crepida, в - Р. rhomboidea, г - P. marginifera, д - Scaphignathus velifer, e - Polygnathus styriacus. ж - Bispathodus costatus

Границы: а - различных палеогеографических элементов, б - Предуральского краевого прогиба; в - земли, перспективные на поиски антиклинальных, литологических, комбинированных ловушек нефти и газа в верхнедевонско-турнейской карбонатной толще (рифы: 1 - Ныробский, 2 -Лызовский, 3 - Чердынский, 4 - Песчанковский, 5 - Гежский, 6 - Кисловский, 7 - Цепельский, 8 - Колчимский, 9 - Мысьинский, 10 - Синьвинский, 11-Уньвинский 12 - Губановский 13 - Паньковский, 14 - Чайкинский, 15 - Алтыновский, 16 - Ключевской, 17 - Гремихинский. 18 - Ягано-Бурановский, 19 - Алнашско-Чажский; гряды: 20 - Березниковская, 21 - Дороховская, 22 - Павловская, 23- Куединская; атоллы: 24- Яринский, 25 - Батырбайский, 26 - Таныпско-Тартинский; банки: 27 - Серьгинская, 28 - Кыновско-Чусовская, 29 - Сюмсинская, 30 - Кукморская; впадины: Лз - Лызовская, Вш - Вишерская, Чм - Чермозская, Дб-Кз - Добрянско-Кизеловская, Чс - Чусовская, Кл-Сб - Кулигинско-Серебрянская, Кн - Калининская, Шл - Шалымская, Ср - Сарапульская, Мж - Можгинская, Др - Дороховская; плато: Пл - Пильвинское, Вс - Веслянское, Дж - Дружининское); г - месторождения УВ