Перспективы открытия нефтегазоносной зоны позднедевонско-турнейского биогермообразования в Саратовском Заволжье

Ю.И. НИКИТИН, А.М. ИВАНЧУК, Н.П. СМИЛЕВЕЦ, А.А. МОРОЗОВА (НВНИИГГ)

Анализ широтной зональности волнового поля МОГТ, наблюденного в пределах юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода (Дальнее Саратовское Заволжье), показал ( рис. 1 ), что в этом районе верхнедевонско-турнейский карбонатный бортовой уступ Прикаспийской впадины, очевидно, значительно смещен к северу относительно своего нижнепермского аналога [2].

Характерной особенностью наблюденного здесь волнового поля МОГТ является наличие на временном уровне регистрации отражений от горизонтов верхнего девона - нижнего карбона четко выраженного “сейсмического клина” ( рис. 2 , а, ПК 0-25), ограниченного с севера (ПК 20-40) зоной аномальной сейсмической записи. Было предположено [2], что “сейсмический клин”, прослеживающийся в пределах сравнительно неширокой протяженной субширотной полосы, является отображением в волновом поле сопряженного с верхнедевонско-турнейским бортовым уступом Прикаспийской впадины резкого разрастания разреза нижнекаменноугольной карбонатно-терригенной толщи компенсации. Зона аномальной сейсмической записи была предположительно отождествлена с проявлением в поле времен верхнедевонско-турнейских бортовых биогермных образований [2]. Область вероятного позднедевонско-турнейского биогермообразования рассматривается в качестве зоны возможного нефтегазонакопления и является объектом поисковых работ на нефть и газ.

Комплексная интерпретация материалов сейсморазведки МОГТ и электроразведки ЗСБ, полученных в последние годы Саратовской геофизической экспедицией в области предполагаемого позднедевонско-турнейского биогермообразования, показала, что для нее характерна отчетливо выраженная горизонтальная геоэлектрическая зональность подсолевого комплекса отложений, находящаяся в тесной связи с ранее выявленной широтной зональностью наблюденного волнового поля МОП.

Наиболее ярко геоэлектрическая зональность проявляется в структуре проводящего слоя П₂^Э, который на составленных в процессе комплексной интерпретации сейсмоэлектроразведочных временных разрезах (СЭВР, см. рис. 2 ) прослеживается на временах, соответствующих интервалу геологического разреза между кровлей верейского горизонта (отражающий горизонт П₂) и приблизительно подошвой карбонатно-терригенной формации нижнего карбона (отражающий горизонт С₁). Непосредственно над областью регистрации в девонско-нижнекаменноугольном временном интервале аномальной сейсмической записи (проявление предполагаемой верхнедевонско-турнейской органогенной постройки) наблюдается зона резко сокращенных значений DT₀ и кажущейся продольной проводимости S_K проводящего слоя П₂^Э. К северу и югу от этой зоны значения DT₀ и S_K нарастают, что соответствует появлению в нижнекаменноугольном интервале времен (особенно четко в южном направлении) “сейсмических клиньев”.

Аналогичная зональность в распределении кажущейся продольной проводимости, только в меньшем масштабе, отмечается и для проводящего слоя П₁^Э, который прослеживается на временах (см. рис. 2 , в), соответствующих нижнепермскому подсолевому (преимущественно карбонатному) интервалу геологического разреза. При этом характер зональности иногда несколько искажается за счет появления в центральной, более высокоомной, зоне (над предполагаемым органогенным сооружением) локального участка относительно увеличенных значений кажущейся продольной проводимости (см. рис. 2 , в, ЗСБ 16-5).

Тесная связь геоэлектрической зональности с зональностью наблюденного волнового поля МОГТ указывает на то, что в их основе должны лежать одни и те же геологические причины. В данном случае такими причинами могут быть предполагаемая по материалам сейсморазведки МОГТ [2] структурно-фациальная неоднородность верхнедевонско-нижнекаменноугольного комплекса, вероятное развитие в нем зоны позднедевонско-турнейского биогермообразования.

Наличие зоны аномально сокращенных значений проводимости геоэлектрических горизонтов П₁^Э и П₂^Э над предполагаемым органогенным сооружением (см. рис. 2), видимо, отображает его влияние на вышележащие породы и может являться результатом фациальных изменений [8] и повышенного уплотнения надрифовых отложений. При этом формирование надрифовой структуры уплотнения могло сопровождаться появлением в ее сводовой части (особенно в жесткой карбонатной толще нижней перми) локальных зон трещиноватости (разуплотнения), нашедших выражение в электромагнитном поле (проводящий слой П₁^Э) в виде участков относительного повышения кажущейся продольной проводимости.

Наиболее яркая выраженность геоэлектрической зональности в структуре проводящего слоя П₂^Э, видимо, обусловлена тем, что этот слой своей нижней частью охватывает компенсирующую предполагаемый рифовый рельеф карбонатно-терригенную формацию нижнего карбона. Нарастание DT₀ и в значительной мере кажущейся продольной проводимости горизонта П₂^Э к северу и югу от зоны аномального сокращения значений данных параметров (см. рис. 2 , а, в), очевидно, отображает резкое увеличение разреза нижнекаменноугольной карбонатно-терригенной толщи компенсации по периферии предполагаемого органогенного сооружения (см. рис. 2 , б).

Особо обращает на себя внимание то, что мощность нижнекаменноугольной толщи компенсации раздувается не только к югу от предполагаемого органогенного сооружения, т.е. в направлении, где должна располагаться депрессионная зона верхнедевонско-нижнекаменноугольной аккумуляционно-топографической впадины, но и на север, в сторону ее шельфового обрамления. Подобное строение толщ компенсации обычно характерно для областей развития внешних рифовых массивов, осложняющих депрессионные зоны аккумуляционно-топографических впадин [4, 6, 7]. Поэтому не исключено, что область предполагаемого позднедевонско-турнейского биогермообразования юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода представляет собой рифовый массив именно такого морфогенетического типа ( рис. 3 ), а не принадлежит, как первоначально считали [2], к верхнедевонско-турнейскому бортовому уступу Прикаспийской впадины. Последний, по-видимому, смещен относительно предлагаемого рифового массива на 3-4 км к северу. Здесь, в сравнительно неширокой полосе, протягивающейся субпараллельно этому рифовому массиву, в верхнедевонско-нижнекаменноугольном интервале разреза на сейсмических профилях МОГТ наблюдается слабо выраженное клиноформенное залегание отражающих горизонтов, которое может соответствовать пологому бортовому уступу Прикаспийской впадины.

Указанный верхнедевонско-турнейский рифовый массив на протяжении не менее 30 км при ширине 4-7 км осложняет восточную часть трассируемой по сейсмическим данным Безусакско-Карповской линии тектонических дислокаций (см. рис. 1). Это хорошо согласуется с тектоническим принципом прогноза органогенных сооружений [5]. Поднятия Безусакско-Карповской линии (Малаховское, Карповское, Восточно-Карповское), очевидно, и послужили тектоническим (в позднедевонско-раннекаменноугольное время палеоморфологическим) пьедесталом для формирования южнее верхнедевонско-турнейского бортового уступа Прикаспийской впадины одновозрастного изолированного рифового массива.

Таким образом, латеральная геоэлектрическая зональность подсолевой толщи палеозоя юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода, тесно увязываясь с ранее выявленной широтной зональностью волнового поля МОГТ, служит дополнительным аргументом в пользу возможного выделения в регионе нефтегазоперспективной зоны позднедевонско-турнейского биогермообразования. Комплексная интерпретация сейсмических и электроразведочных данных не только подтверждает вероятность существования зоны биогермообразования, но и позволяет осуществить прогноз морфогенетического типа связанного с нею рифового сооружения.

Зона предполагаемого позднедевонско-турнейского биогермообразования юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода является объектом для поиска в ее пределах промышленных скоплений нефти и газа. Исходя из прогнозируемого по геофизическим материалам геологического строения данного объекта, а также из опыта поисково-разведочных работ в областях развития рифовых построек Камско-Кинельской системы прогибов [4], геологическим (в том числе и возрастным) аналогом которых может рассматриваться эта зона биогермообразования, следует ожидать, что с нею должен быть связан широкий стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности отложений - от терригенного комплекса девона до подсолевой толщи нижней перми. На нефтеносность нижнекаменноугольных отложений, в частности, указывают нефтепроявления из тульского горизонта, зафиксированные на Карповском участке предполагаемой зоны биогермообразования (см. рис. 1 ). Здесь в единственной пробуренной в данном регионе до отложений карбонатного девона (до верхов фаменского яруса) скв. 2-Карповская в интервале 4026-4037 м был получен небольшой приток нефти.

Геолого-геофизические особенности исследуемой зоны позволяют прогнозировать в ее пределах различные генетические типы ловушек нефти и газа: как структурные, главным образом в терригенном комплексе девона, так и литолого-стратиграфические и комбинированные в отложениях карбонатного комплекса девона, карбона и нижней перми, сформированные при участии предполагаемого верхнедевонско-турнейского рифового массива.

При оценке перспектив нефтегазоносности рифовых построек особое значение имеет определение их принадлежности к тому или иному морфогенетическому типу данных сооружений [4]. Практика нефтегазопоисковых работ в пределах самых различных зон биогермообразования показывает, что многие зоны нефтегазонакопления связаны с областями развития внешних рифовых массивов, осложняющих депрессионные прибортовые зоны аккумуляционно-топографических впадин. Одной из основных причин этого является генетически обусловленная значительная морфологическая выраженность внешних рифов, что при прочих благоприятных факторах определяет существенные запасы (даже при небольших по площади размерах) связанных с ними массивных залежей нефти и газа. В качестве примера можно привести сакмаро-артинские рифовые массивы ишимбайского типа Западного Приуралья [4] и среднесилурийские рифовые пиннаклы Мичиганской впадины [6], верхнедевонско-нижнепермский Карачаганакский тектоноседиментационный выступ Прикаспийской впадины [3] и пенсильванско-нижнепермский рифовый атолл Хорошу Пермского бассейна [1], среднедевонские лоскутные рифы массива Рейнбоу-Зама Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна [7] и многие другие “депрессионные” рифовые постройки.

В этой связи приобретает принципиальное значение возможное отнесение предполагаемого в Дальнем Саратовском Заволжье верхнедевонско-турнейского органогенного сооружения к морфогенетическому типу внешних рифовых массивов (см. рис. 3 ). Это открывает перспективы для поиска в его пределах скоплений нефти и газа.

Таким образом, на территории Дальнего Саратовского Заволжья, в пределах юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода, возможно открытие зоны нефтегазонакопления, связанной с областью позднедевонско-турнейского биогермообразования.

Представления о геологической модели зоны предполагаемого биогермообразования базируются исключительно на материалах разведочной геофизики и требуют проверки бурением. С этой целью, а также для оценки нефтегазоносности подсолевых отложений и получения сведений о физических параметрах горных пород в различных структурно-фациальных условиях рекомендуется бурение профиля параметрических скважин (см. рис. 1 , рис. 3 ).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Закономерности распространения нефтегазоносных рифтов и особенности их поисков / М.А. Зубова, Н.Г. Калик, А.И. Кобленц и др. - Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1979.
2. Никитин Ю.И., Кудрявцева О.А., Пеннер О.Я. Новые данные о геологическом строении юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода. - Нефтегаз. геол., 1980, № 2, с. 13-16.
3. Особенности формирования региональных поднятий в подсолевом комплексе Прикаспийской впадины / Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, В.П. Сметанина и др. - Геология нефти и газа, 1981, № 4 , с. 1-8.
4. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поисков / М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Ф.И. Хатьянов и др. М., Недра, 1974.
5. Тектонические закономерности распространения рифов, их нефтегазоносность и методика поисков / С.П. Максимов, Г.А. Каледа, Б.М. Гейман, Ю.Г. Такаев. - Труды ВНИГНИ. М.,1976, вып. 194, с. 5-20.
6. Cyclic Deposition of Silurian Carbonates and Evaporites in Michigan Basin / K.J. Mesolella, J.D. Robinson, L.M. McCormic, and A.R. Ormiston. - Bull. AAPQ, v. 58, N 1, 1974,p. 34-62.
7. Hriskevich M.E. Middle Devonian Reef Production, Rainbow Area, Alberta, Canada. - Bull. AAPG, v. 54, N 12, 1970, p. 2260-2281.
8. Yungul S.H., Hembree M.R., Greenhouse J.P. Telluric anomalies associated with isolated reefs in the Midland basin, Texas. - Geophysics, v. 38, N 3, 1973, p. 545-556.

Поступила 13/IV 1982 г.

Рис. 1. Схема строения подсолевого палеозойского комплекса юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода.

1 - изогипсы отражающего горизонта С₁, м; 2 - локальные поднятия: I - Таловское, II - Восточно-Солянское, III - Малаховское, IV - Карповское, V - Восточно-Карповское, VI - Урожайное, VII - Меловое, VIII - Восточно-Меловое; 3 - предполагаемый верхнедевонско-турнейскнй бортовой уступ Прикаспийской впадины; 4 - нижнепермский бортовой уступ Прикаспийской впадины; 5 - предполагаемый верхнедевонско-турнейский рифовый массив; 6 - скважина с нефтепроявлениями из тульского горизонта; 7 - рекомендуемые скважины; 8 - геологический профиль (см. рис. 3)

Рис. 2. Геолого-геофизический разрез предполагаемого верхнедевонско-турнейского рифового массива (а - сейсмоэлектроразведочный временной разрез, б - геологический разрез, в - схема корреляции кривых S_K(T₀)).

1 - отражающие горизонты; 2 - проводящий слой П₂^Э на сейсмоэлектроразведочном временном разрезе; 3 - проводящие горизонты на схеме корреляции кривых S_K(T₀) с выделенными участками увеличенных значений кажущейся продольной проводимости S_K; 4 - кривые S_к(T₀); 5 - мелководные слоистые (шельфовые) карбонаты; 6 - риф; 7 - относительно глубоководные глинисто-карбонатные отложения; 8 - преимущественно терригенные породы

Рис. 3. Прогнозный геологический разрез предполагаемой верхнедевонско-нижнекаменноугольной бортовой зоны Прикаспийской впадины в пределах юго-восточного обрамления Жигулевско-Пугачевского свода.

1 - стратиграфические границы, являющиеся отражающими горизонтами; 2 - преимущественно терригенные образования; 3 - ангидриты; 4- соль; 5-мелководные слоистые (шельфовые) карбонаты; 6 - риф; 7 - относительно глубоководные глинисто-карбонатные отложения; 8 - кристаллический фундамент; 9 - рекомендуемые скважины