Роль соленосных формаций при палеотектоническом анализе
подсолевых комплексов
А.М.
СИНИЧКА, Э.А. ВЫСОЦКИЙ, В.3. КИСЛИК (БелНИГРИ)
В
соленосных бассейнах основные залежи нефти и газа обычно связаны с подсолевыми
образованиями при наличии в разрезе одной соленосной толщи или с подсолевыми и
межсолевыми, если в разрезе присутствуют две такие толщи и более. Использование
палеотектонического анализа при поисково-разведочных работах для выяснения
особенностей тектонического развития нефтегазосодержащих комплексов в последние
годы стало традиционным, так как в основном это дает хорошие результаты. К
положительным структурам древнего и конседиментационного развития, в том числе
и к зонам развития рифогенных фаций, приурочено большинство ловушек, а
следовательно, и залежей нефти и газа структурного и комбинированного типов.
Кроме того, распределение коллекторов как в терригенном, так и в карбонатном
типе разреза, как правило, контролируется такими структурами.
Разработанный
и широко применяемый метод палеотектонического (палеоструктурного) анализа с
использованием карт мощностей, построенных по геологическим материалам, и карт
Δt0, составленных по
сейсмическим данным, в областях развития достаточно мощных соленосных толщ, в
той или иной мере затронутых соляным тектогенезом, практически неприменим для
подсолевых (межсолевых) образований. Вместе с тем особенности строения и
состава соленосных формаций дают полезную информацию для такого анализа [1, 2,
8]. Ее можно успешно использовать для выделения палеопрогибов и палеоподнятий,
а следовательно, и ловушек УВ.
Особенно
эффективна она при наличии в разрезе калийных горизонтов, имеющих максимальное
развитие (количество, мощность, полнота строения) в погруженных частях
подсолевого ложа (палеомульдах, палеопрогибах), и успешно применяется в Средней
Азии для выявления рифовых построек в верхнеюрских подсолевых образованиях.
Поиск положительных структур по калийным горизонтам осуществляется и в
Припятском прогибе, где характер их развития в верхнефаменской соленосной
формации отражает палеоструктуру межсолевого нижнефаменского
терригенно-карбонатного комплекса. Этот метод можно использовать и в других
регионах (Прикаспийская и Восточно-Кубанская впадины, Предуральский и
Предкарпатский прогибы и др.), где в соленосных толщах развиты калийные
горизонты.
Указанный
метод практически неприменим для выяснения палеоструктуры подсолевых отложений,
залегающих под верхнефранской (нижней) соленосной формацией в Припятском
прогибе. В то же время практикой работ здесь установлено несоответствие
структурных планов подсолевого верхнефранского и межсолевого нижнефаменского
комплексов, с которыми здесь связаны самостоятельные этажи нефтегазоносности.
Поэтому необходимо выполнить надежный палеоструктурный анализ для подсолевого
верхнефранского карбонатного комплекса Припятского прогиба. Использование же
традиционного метода мощностей в значительной мере затрудняется проявлением в
верхнефранской соленосной формации соляного тектогенеза. Однако особенности
строения и состава ее [4, 6] здесь, как и в других регионах, дают надежные
сведения о палеоструктуре подстилающего комплекса.
Разрез
указанной формации представлен переслаиванием пластов и пачек каменной соли,
карбонатно-глинистых и карбонатно-сульфатных пород. Выделяется восемь
ритмопачек [4], в основании каждой залегает серия сближенных пластов
преимущественно карбонатно-глинистого состава, а завершаются они пластами
каменной соли. Базальные несоляные части нижних ритмопачек (I-III) служат
региональными реперами и отчетливо прослеживаются на каротажных диаграммах.
Наиболее полную информацию о палеоструктуре подсолевого (верхнефранского) ложа
дают нижние три ритмопачки [9], изменение состава которых отражает как
регионально, так и локально приподнятые и опущенные участки подсолевого ложа.
Сейчас
можно считать доказанным и закономерным, что в условиях относительно
неглубокого солеродного бассейна происходит почти полная компенсация прогибания
осадконакоплением. При этом каменные и калийные соли очень реагируют на
изменения в палеорельефе дна, выполняя наиболее погруженные участки
палеодепрессий.
В
сторону палеоподнятий мощности самых нижних в разрезе соляных пластов и пачек
сокращаются, и они либо выклиниваются, либо по восстанию замещаются
ангидритовыми и сульфатно-карбонатными породами. Это обусловлено тем, что в
палеопрогибах между положительными структурами скапливаются более тяжелые,
насыщенные NaCl или КС1
растворы, из которых происходит садка солей, тогда как приподнятые участки
омываются менее насыщенными солями растворами. Это обстоятельство можно
использовать для палеотектонического анализа в любом регионе развития
соленосных формаций.
Данное
положение хорошо подтверждается фактическим материалом по Припятскому прогибу.
Характерная особенность строения нижних ритмопачек верхнефранской соленосной
формации - неравномерная насыщенность их каменной солью по площади. В
региональном плане пласты и пачки каменной соли в разрезах нижних ритмопачек
выклиниваются или замещаются карбонатно-сульфатными породами постепенно снизу
вверх в западном направлении, где они, по существу, являются бессолевыми
(западнее Малынско-Симоновичской зоны разломов). Аналогичные изменения строения
нижней части разреза формации отмечаются и в локальном плане. Так, вдоль
Речицко-Вишанской зоны, являющейся наиболее крупной в прогибе структурой
древнего заложения (со среднего девона) и интенсивного развития в франское
время, с которой связаны многочисленные подсолевые залежи нефти (в саргаевских,
семилукских и воронежских отложениях) на протяжении от Днепровской структуры на
востоке до Вишанской на западе, в наиболее приподнятой сводовой ее части (по
подсолевым отложениям), где располагаются залежи нефти, пласты каменной соли в
большинстве скважин присутствуют только начиная с третьей ритмопачки, реже со
второй. В скважинах же, расположенных на северном и южном крыльях, достаточно
мощные пласты соли присутствуют во второй ритмопачке, а в скважинах, удаленных
от свода, - и в первой.
Для
иллюстрации сказанного можно привести пример Осташковичского месторождения
нефти (рис.
1). Скв. 10 и 6 отражают условия южной и северной крыльевых
частей палеоструктуры, а скв. 7 - присводовой части (в контуре нефтяной
залежи). Сравнение разрезов показывает, что пласты каменной соли появляются на
крыльях структуры в I и II ритмопачках, а на своде ее - только в III. Такую
закономерность можно проследить практически на всем протяжении зоны, где
пробуренные скважины имеются в своде и на достаточном удалении на крыльях
(Вишанское, Мармовичское, Давыдовское и Сосновское месторождения нефти).
Из рис. 2 следует,
что на Вишанском месторождении пласты каменной соли нижних ритмопачек (I, II)
компенсируют погруженные участки структуры, а зона их выклинивания отражает
сводовую часть ее, к которой как раз и приурочена залежь нефти в подсолевом
карбонатном комплексе. В этом случае характер изменения мощности пачек каменной
соли (главным образом их появление в разрезе и выклинивание) наилучшим образом
отражает структуру подсолевого ложа к началу соленакопления. В общем и
каменная, и калийная соли являются хорошими индикаторами палеорельефа и могут
использоваться при палеотектоническом анализе.
В
пределах другой крупной зоны - Буйновичско-Наровлянской - наблюдается
аналогичная картина. Пласты и пачки каменной соли в основании разреза
верхнефранской соленосной формации присутствуют на северном и южном крыльях
локальных структур (Николаевская, Ельская и др.) и выклиниваются к их сводам.
Анализ
изменения мощности и строения верхнефранской соленосной формации показал, что в
палеорельефе Припятского прогиба раннеевлановского времени четко обозначилась
субмеридиональная и субширотная зональность. Первая в палеорельефе проявилась
тем, что площадь, расположенная к западу от Малынско-Симоновичской зоны
разломов, в евлановское время была относительно приподнятой. Это обусловило
сокращение мощности воронежских отложений вплоть до полного их выклинивания и
замещение терригенно-сульфатно-карбонатной литофацией верхнефранских соленосных
образований. Субширотная зональность характеризовалась наличием валов и
антиклиналей. Протяженность первых достигала 70-130 км и более при ширине 4-8
км, последних - первых десятков километров. В северной и южной тектонических
зонах прогиба структуры были более контрастными, чем в центральной,
унаследованно и весьма интенсивно развивались от воронежского (возможно, и
ранее для северной зоны) времени до конца франского века и далее. Эта
унаследованность подчеркивается не только сокращением мощности нижних
ритмопачек соленосной формации и подсолевых карбонатных образований, но и
развитием на палеоподнятиях биогермных фаций [7]. В центральной зоне
конседиментационные структуры подсолевого комплекса в евлановское время
обозначились менее четко.
Анализ
материала по Припятскому прогибу показал, что для палеопрогибов (подсолевого
комплекса) характерен наиболее полный стратиграфический разрез соленосной формации
- наличие большего количества пачек и пластов каменной соли, в том числе в
разрезах нижних ритмопачек. В центральной и южной частях региона наблюдается
появление пластов каменной соли даже ниже I ритмопачки. В палеопрогибах
происходит общее увеличение мощности нижних ритмопачек на первые десятки
метров, главным образом за счет появления пластов и пачек каменной соли и в
меньшей степени благодаря увеличению мощности карбонатно-глинистых или
карбонатно-сульфатных пластов. Изменение мощности ритмопачек средней части разреза
формации не столь характерно, что подчеркивалось уже ранее [4, 9]. На
палеоподнятиях наблюдается уменьшение мощности нижних ритмопачек соленосной
формации, сопровождаемое, как правило, выклиниванием (частично замещением)
пачек и пластов каменной соли. В подсолевом карбонатном комплексе, особенно в
продуктивной (нефтеносной) его части, нередко, наоборот, отмечается некоторое
увеличение мощности разреза. Здесь же происходит обогащение карбонатных пластов
органогенно-детритовым материалом и появляются органогенные тела [5], в связи с
чем палеоподнятия характеризуются повышенными коллекторскими свойствами.
В
подсолевых отложениях Припятского прогиба выявлено более 20 месторождений
нефти. Практически все ловушки относятся к типу пластовых, тектонически
экранированных. Коллекторами являются карбонатные органогенные породы, развитие
которых контролировалось положением палеоподнятий. Последние в северной
тектонической зоне располагаются вдоль субрегиональных разломов, с которыми
связано развитие древних валов и вилообразных поднятий - Речицко-Вишанского,
Малодушинского, Оземлинско-Первомайского и др. Таким образом, наличие
палеоподнятий в подсолевом комплексе - одно из наиболее важных условий при
поисках нефти. Существенную помощь здесь может оказать знание особенностей
строения соленосных отложений, в частности последовательное выклинивание в
низах соленосной формации пластов каменной соли к своду палеоподнятий может
быть использовано как прямой критерий поиска структур в подсолевом комплексе.
Поскольку зонам выклинивания соляных пластов и пачек в подсолевом карбонатном
комплексе нередко соответствуют участки развития органогенных тел, эту особенность
можно использовать при их прогнозировании и оконтуривании структур.
Выявление
локальных палеоструктур в пределах малоразбуренных площадей вызывает
определенные затруднения. Однако если изменение мощности нижних ритмопачек
значительное (30-50 м и более), что вполне реально при наличии
крупноамплитудных подсолевых структур и достаточно высокой точности
сейсмических исследований, то на временных разрезах в подошве соленосной
формации должны фиксироваться «клинья» отражающих горизонтов, раскрывающихся в
сторону палеопрогибов. Они впервые были выделены в юрских отложениях Средней
Азии [11], встречаются в низах кунгурской соленосной формации в пределах
бортовой зоны Прикаспийской впадины, что позволило обнаружить ряд положительных
структур и залежей нефти в подсолевом комплексе [8]. Палеопрогибы наиболее
отчетливо выделяются по увеличению мощности (на 150-300 м) самой нижней в
разрезе, так называемой волгоградской соли. Для палеоподнятий характерно
уменьшение мощности всех выделяемых горизонтов, а в некоторых случаях полное
выклинивание пластов и ритмопачек соли [8].
В ДДВ
как девонские, так и пермские соленосные формации имеют ритмичный характер и
часто клиноформное распространение [3]. Особенности их строения отчетливо
отражают палеоструктуру подсолевого ложа. Так, в сторону приподнятых бортов
ДДВ, а также древних выступов верхнефранская (воронежско-ливенская) соленосная
формация замещается известняково-ангидритовой литофацией. По данным В. К.
Гавриша, в направлении приподнятого северного борта впадины мощность соленосной
формации в пределах Борковской площади уменьшается от 1145 м в скв. 10 до 321 м
в скв. 9, причем пласты соли в последней практически отсутствуют; на
Грибоворуднянской площади на юг, в сторону приразломного выступа мощность
девонских соленосных отложений уменьшается от 656 м в скв. 2 до 148 м в скв. 3,
а в сводовой скв. 5 соль полностью отсутствует. Аналогично положение в пределах
Брусиловско-Кошелевского выступа и других древних структур.
В
Среднеевропейской впадине в начале цехштейна доминирующую роль играла
морфология рельефа дна бассейна, сформированная до соленакопления. Анализ
разрезов и фаций цехштейна 1 и рассмотрение палеотектонической обстановки
соленакопления [12] показывают, что в сторону палеоподнятий происходит
уменьшение мощности соляной серии вплоть до полного выклинивания каменной соли
и замещения ее преимущественно ангидритами. В цехштейне 2 и 3 благодаря
накоплению в основном каменной соли рельеф бассейна выравнивается. Таким
образом, наиболее достоверную информацию для палеотектонического анализа
подсолевого комплекса и здесь дает нижняя часть соленосного разреза цехштейна.
Одним из
наиболее ярких примеров вышеотмеченных закономерностей является среднедевонская
соленосная формация Западно-Канадского нефтегазоносного бассейна [10].
Подсолевая карбонатная формация кегривер, характеризующаяся наличием рифогенных
тел, многие из которых нефтегазоносны, перекрыта отложениями соленосной
формации маскег. Нижние пачки последней (особенно каменная соль телеграф)
выполняют межрифовые палеопрогибы, выклиниваясь к сводам рифовых массивов.
Менее четко эта же закономерность прослеживается и в вышележащей пачке миква. В
целом значительная по мощности часть формации маскег (пачки уобаска, уокверайн,
чипейан, минк и беэр) практически не отражает палеоструктуру подсолевых
отложений. Следовательно, в этом бассейне только нижние пачки каменной соли
дают необходимые сведения о палеоструктуре подсолевого и нижней части
соленосного нефте- и газосодержащих комплексов.
Таким
образом, резкое изменение (уменьшение) мощности соленосных толщ, особенно
выклинивание нижних пачек каменной соли в пределах древних палеоструктур
отмечается в большинстве достаточно изученных районов, что позволяет считать
эту закономерность общей и пользоваться ей при палеотектонических построениях и
поисках залежей УВ в соленосных бассейнах. Для этого при сейсмических работах
необходимо проводить построения по нескольким отражающим горизонтам в подошве
соленосных формаций; появление «клиньев» между отражающими горизонтами будет
указывать на наличие палеоструктур, а следовательно, и возможных ловушек УВ.
В
Припятском прогибе до настоящего времени обычно отстраивается только один
отражающий горизонт (наиболее интенсивный) в кровле подсолевого
(верхнефранского) комплекса, который не всегда соответствует одному
стратиграфическому уровню и, следовательно, не является изохронной
поверхностью. Построения необходимо вести по нескольким реальным отражающим
горизонтам, залегающим достаточно близко друг от друга в подошве соленосной
формации.
СПИСОК
ЛИТЕРАТУРЫ
1. А. с. 569990
[СССР]. Способ определения неперспективности горных пород на нефть и газ в
зонах развития рифовых фаций, перекрытых соленосными отложениями / Авт.
изобрет. В.Д. Ильин, С.П. Максимов, А.Н. Золотов, В.А. Загоруйко. - Заявл.
23.10.73, № 1968714/25; Опубл. в Б. И., 1977, № 31.
2. Высоцкий
Э.А., Кислик В.З., Брошина Д.М. О выявлении конседиментационных структур на
основании анализа распространения калийных солей. - Докл. АН БССР, 1974,. т.
18, № 7, с. 642-644.
3. Гавриш В.К.
Палеотектонические условия формирования соленосных толщ Днепровско-Донецкой
впадины в связи с нефтегазоносностью. - В кн.: Нефтегазоносность регионов
древнего соленакопления. Новосибирск, 1982, с. 84-89.
4.Девонские
соленосные формации Припятского прогиба / Р.Г. Гарецкий, В.З. Кислик, Э.А.
Высоцкий и др. Минск, Наука и техника, 1982.
5. Демидович
Л.А., Линник Л.С. О закономерностях палеобиогеографического и
палеотектонического размещения зон органогенных построек. - Докл. АН БССР,
1982, т. 26, № 1, с. 63-66.
6. Ерошина
Д.М., Высоцкий Э.А. Особенности строения и состава нижней соленосной толщи
Припятской впадины. - В кн.: Полезные ископаемые Белоруссии. Минск, 1975, с.
128-139.
7. Ерошина
Д.М., Обровец С.М. Строматолиты в верхнефранской соленосной формации Припятской
впадины. - В кн.: Геология твердых полезных ископаемых. Минск, 1979, с. 148-157.
8. Использование
особенностей строения галогенных отложений для прогнозирования перспектив
нефтегазоносности подсолевого комплекса в пределах внешней бортовой зоны
Прикаспийской впадины / Ю.А. Писаренко, С.Б. Файницкий, Е.Г. Скорнякова, Ю.И.
Никитин. - В кн.: Нефтегазоносность регионов древнего соленакопления.
Новосибирск, 1982, с. 54-58.
9.
Кислик В.З., Высоцкий Э.А. Тектоническое развитие
Припятской впадины во время соленакопления. - В кн.: Проблемы тектоники
территории БССР. Минск, 1974, с. 136-143.
10. Клингспор А.
М. Среднедевонские эвапориты маскег (Западная Канада). - В кн.: Соленакопление
и соленосные отложения осадочных бассейнов. М., 1972, с. 46-65.
11. О
перспективах открытия в Западном Узбекистане и Восточной Туркмении
месторождений, связанных с верхнеюрскими рифами / В.Д. Ильин, В.А. Загоруйко,
А.Г. Ибрагимов и др. - Геология нефти и газа, 1970, № 2, с. 39-43.
12. Munzberger Е.
Vergleichende Darstellung der Sedimentationaver-halitnisse
des Zechsteins von nordostdeutschen Flachlandes.-Ber.
deutsch. ges. Geol. Wiss., A., Geologie und Palaontologie, 1966,, Bd. 11, H. 1-2,
S. 161-- 174.
Поступила
28/ VI 1983 г.
