|
УДК 551.24(470.4) |
Перспективы выделения новых прогибов Камско-Кинельской системы
И. М. ЖУКОВ (ЮУО ВНИГНИ)
Известно, что прогибы Камско-Кинельской системы, выделенные в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, - наиболее перспективные объекты геологоразведочных работ на поиски нефти и газа. К настоящему времени на территории Пермской, Ульяновской, Куйбышевской и Оренбургской областей, а также Татарии, Башкирии и Удмуртии открыто более 300 нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.
Достигнутая при этом высокая геолого-экономическая эффективность поисков нефти и газа требует обобщения и анализа накопленного опыта картирования с целью разработки более совершенных методов для выделения в Волго-Уральской провинции новых прогибов. Их открытие позволит существенно повысить эффективность поиска нефти и газа.
Установлено, что Камско-Кинельские тектоно-седиментационные прогибы образовались в результате региональных погружений в верхнедевонско-нижнекаменноугольное время, сопровождавшихся некомпенсированным осадконакоплением в осевых частях, связанных в парагенезе с биоседиментитами (рифами) на внутренних и внешних бортах прогибов. Установлено, что зоны рифогенеза формировались в основном на выступах кристаллического фундамента.
Все разведанные прогибы (Муханово-Ероховский, Усть-Черемшанский, Нижнекамский, Можгинский, Сарапульский, Фокинский, Актаныш-Чишминский, Шалымский, Добрянско-Вишерский и др.) интенсивно дислоцированы, контуры их элементов довольно четко прослеживаются по границам смены литолого-фациальных зон. Такая структурно-литологическая контрастность в строении данных прогибов значительно облегчала задачу их выделения.
Для выявления и трассирования новых прогибов, открытие которых в принципе возможно на территории Волго-Уральской провинции, необходима разработка и новых методов их поиска. Очевидно, все вновь открываемые прогибы будут иметь менее выраженные структурно-морфологическую и литолого-фациальную характеристики.
Камско-Кинельские прогибы резче всего выражены в верхнефранско-кизеловской части разреза, где они в структурно-морфологическом отношении представлены тремя разнородными элементами: а) осевой частью прогиба, с ярко выраженным некомпенсированным характером осадконакопления, б) внутренними бортами прогиба, связанными с черепетско-кизеловскими рифами, в) внешними бортами прогиба, образованными верхнефаменско-заволжскими погребенными рифами.
При этом было подмечено, что в целом Камско-Кинельские прогибы до кизеловского века включительно представлены: а) доманиковыми фациями в осевой части, б) доманиковыми и рифогенными - на внутренних бортах, в) рифовыми - на внешних бортах прогибов.
Такой полифациальный и резко выраженный темп осадконакопления, показатели мощностей которого в экстремуме (hЭ) достигали больших значений (250-1050 м), обусловил формирование в данный отрезок геологической истории разнородных элементов прогиба: осевой части (hэ= 250-290 м); внутренней (h3=290-750 м) и внешней (hэ=750-1050 м) бортовых.
Было установлено, что рифовые массивы вполне закономерно развиваются в зонах распространения максимальных мощностей верхнедевонско-нижнекаменноугольного (саргаевско-турнейского) карбонатного комплекса. Причем большинство их в современном структурном плане гипсометрически самые высокие. Это дает основание идентифицировать палеоморфоструктуру данного комплекса как в целом, так и в деталях с палеорельефом дна позднетурнейского бассейна.
Для юго-востока Восточно-Европейской платфоры, на примере которого получены настоящие разработки, была составлена топосхема палеорельефа дна позднетурнейского бассейна (рис. 1). При этом сначала рассчитывались значения нормализованной (усредненной) мощности данного комплекса (Ннр):
Ннр= (Hmax+Hmin)/2
где Hmax, Hmin - экстремальные значения мощности данного комплекса, м; затем - значения высот подводного рельефа позднетурнейского бассейна (Hрр):
Hрр=Hз - Hнр,
где H3 - фактическая мощность верхнедевонско - нижнекаменноугольного карбонатного комплекса в данной наблюденной точке, м.
Нулевыми горизонталями на составленной топосхеме разграничиваются положительные и отрицательные формы рельефа. При этом выяснилось, что практически все элементы рельефа имеют юго-восточное простирание и лишь отдельные положительные близки к широтному.
Последние, как правило, группируются в вытянутые или округлые гряды с максимальными отметками +300 м, отрицательный рельеф представлен в основном узкими грабенообразными долинами, глубины которых достигают 400 м. Долины разделяются грядами положительного рельефа. Вершины их осложнены куполами со средними размерами 50X25 км.
В целом следует отметить большую расчлененность палеорельефа, максимальные перепады высот в отдельных местах достигают 500-600 м.
Анализ результатов сопоставления контура Муханово-Ероховского прогиба и элементов его строения, подтвержденных данными бурения и геофизики, с элементами составленной нами топосхемы палеорельефа дна позднетурнейского бассейна показывает, что отрицательным формам палеорельефа соответствует осевая, наиболее погруженная часть прогиба, а положительным - бортовые (рифогенные).
Таким образом, материалы разработки показывают, что на основе картирования палеорельефа дна древних осадочных бассейнов в принципе возможно картирование границ и элементов строения древних прогибов, и в первую очередь прогибов с некомпенсированным характером осадконакопления.
На основе карты палеорельефа была составлена тектоническая схема прогибов Камско-Кинельской системы в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы (рис. 2). Высокая степень совпадения элементов строения Муханово-Ероховского прогиба при сопоставлении его границ на приведенной и построенной по данным глубокого бурения схемах подтверждает надежность такого способа картирования прогибов.
В результате выполненного анализа удалось установить, что морфоструктура палеорельефа позднетурнейского яруса осталась неизменной и она практически во всех деталях отражает современную морфологию элементов Муханово-Ероховского прогиба. В этом плане наиболее интересны материалы изучения характера локального складкообразования.
Предполагалось, что структурная карта, составленная по кровле турнейских отложений, будет, во-первых, отражать локальный палеорельеф позднетурнейского бассейна, а во-вторых, фиксировать конечную морфоструктуру, сформированную во время локального рифогенеза и погребенную терригенными осадками нижнего карбона.
Структурные карты, составленные по кровле турнейских пород для Бобровской и Покровской зон (рис. 3) поднятий, полностью подтвердили данный вывод. Эти зоны оказались осложненными многочисленными изоморфными локальными поднятиями, каждое из которых соответствовало локальному элементу палеорельефа. Анализ имеющегося материала показал, что каждый локально-структурный элемент - это продукт седиментогенеза, точнее продуцент локального рифогенеза. Очевидно, каждое такое образование составляет продуцент отдельно взятой колонии рифостроителей.
В целом указанные морфоструктуры, особенно в Покровской зоне, по облику близки к атоллам, в которых выделяются кольцеобразная цепочка структур, обрамляющих внутреннюю лагуну, и пролив, соединявший ее с открытым бассейном.
Структурная карта, составленная для упомянутой зоны по кровле пород калиновской свиты верхней перми (см. рис. 3), показывает, что в морфологическом строении верхней части разреза в принципе сохраняются основные черты и местоположение локальных объектов, закартированных в структурном плане нижнего карбона. Отсюда, в частности, можно сделать вывод, что для картирования в пределах Покровской зоны нижнекаменноугольных рифовых структур, к которым приурочены промышленные залежи нефти, достаточно картирования верхнепермского структурного плана. Однако для разведки нефтеносности девонских отложений в зонах нижнекаменноугольного рифогенеза данный метод неприемлем, поскольку здесь структурные планы девонских и нижнекаменноугольных отложений не совпадают.
Интересно, что в пределах Курманаевки и прилегающих к ней площадей (Бобровская структурная зона) выявлено несоответствие между структурными планами артинского и турнейского ярусов. Нижнепермские поднятия здесь, как правило, приурочены к северному и южному крыльям нижнекаменноугольной структуры.
На основе использования разработанного нами методического приема на юго-востоке Восточно-Европейской платформы удалось выделить несколько новых прогибов, входящих в состав Камско-Кинельской системы: Кравцовско-Байгоровский, Мирошкинский, Гавриковский и др. (см. рис. 2).
Кравцовско-Байгоровский прогиб выделяется к югу от Муханово-Ероховского. В элементах палеорельефа он четко прослеживается на территории Куйбышевской и Оренбургской областей на протяжении более 200 км, его общая ширина варьирует в пределах 45-100 км, осевой части-15- 50 км.
Еще южнее, на стыке Куйбышевской, Саратовской, Оренбургской и Уральской областей, наметился Мирошкинский прогиб. Прослежена в основном его северная часть (один северный борт и осевая часть прогиба) на расстоянии более 150 км.
Гавриковский прогиб, расположенный в центральной части Восточно- Оренбургского района, из-за недостаточности фактических данных намечается крайне схематично. Он служит как бы восточным продолжением Муханово-Ероховского прогиба.
Месторождения нефти и газа, открытые на юго-востоке Восточно-Европейской платформы, с возрастной дифференциацией разведанных в их разрезах залежей, позволили выявить некоторые закономерности их распределения относительно элементов палеорельефа. Оказалось, что к зонам развития отрицательных форм рельефа приурочены в основном залежи девонского, елховско-бобриковского (пласты CI-V), верейско-башкирского и пермского возраста, тогда как с областями развития положительных форм рельефа связываются турнейские, бобриковские (пласт Б2), окские, верейско-башкирские и пермские залежи.
В первом случае в разрезе отсутствуют турнейские и окские залежи, во втором - девонские, что подтверждает ранее выявленные закономерности.
Оценка перспектив нефтегазоносности отдельных элементов новых прогибов и выбор базисных горизонтов разведки сделаны в соответствии с установленными закономерностями. На бортах новых прогибов за базисный горизонт целесообразно принимать карбонатную толщу верхнефаменского возраста, в осевых частях - терригенную толщу девона.
В осевой части Кравцовско-Байгоровского прогиба закартирован целый ряд поднятий, перспективных главным образом на отложения девона: Кравцовское, Байгоровское, Ледяйкинское, Солоцкое и др. Как уже отмечалось, границы и элементы южной части Мирошкинского прогиба не установлены из-за недостаточности фактических данных. Однако можно предположить перспективность отложений данного прогиба в связи с выделением в его границах таких сравнительно крупных поднятий, как Ростошинское, Восточно-Ростошинское, Токаревское, Таловое, Долинное, Зайкинское, Мирошкинское, Фурмановское и др. Причем четыре последних и некоторые другие, расположенные предположительно в осевой части прогиба, рассматриваются в качестве перспективных до девонских отложений включительно.
Как известно, в скв. 1 Иргизская, пробуренной в этом районе до кристаллического фундамента, в разрезе терригенной толщи девона выделено пять пористых и проницаемых пластов (Д1-ДV), сложенных кварцевыми песчаниками, с суммарной мощностью около 70 м. Их опробование на приток подтвердило хорошие коллекторские свойства пород. При этом из пласта ДV, залегающего в интервале 4016-4046 м, получен приток конденсата около 2 м3/сут плотностью 0.79 г/см3 и газа немногим более 4 тыс. м3/сут.
Е.Д. Бояровой (ВО ИГиРГИ) по данным бурения и геофизики на территории юга Куйбышевской области выделен и протрассирован новый прогиб Камско-Кинельской системы, названный Вознесеновским. При его сопоставлении с Кравцовско-Байгоровским их контуры практически совпали.
Данное обстоятельство свидетельствует о том, что разработанный нами палеогеоморфологический метод выделения и картирования новых прогибов Камско-Кинельской системы объективен и в основном апробирован. Поэтому его следует рекомендовать для широкого использования как метод, внедрение которого будет способствовать повышению эффективности поисков нефти и газа.
Поступила 25/I 1982 г.
Рис. 1. Топосхема палеорельефа дна позднетурнейского бассейна на юго-востоке Восточно-Европейской платформы.
1 - горизонтали палеоповерхностн дна позднетурнейского бассейна, м
Рис. 2. Схема тектоники Камско-Кинельской системы прогибов на юго-востоке Восточно-Европейской платформы.
1 - осевые зоны прогибов; 2 - бортовые элементы прогибов; 3 - срединные линии прогибов; 4 - прогибы; 7 - Муханово-Ероховский, II - Кравцовско-Байгоровский, III - Мирошкинский, IV - Гавриков- ский; 5 - массивы, на которых возможно развитие рифовых фаций
Рис. 3. Структурные карты локального рифогенеза юго-востока Восточно-Европейской платформы.
Массивы: I - Покровский (а - по кровле турнейского яруса нижнего карбона, б - по кровле Калиновской свиты верхней перми), II - Бобровский - по кровле турнейского яруса