|
УДК 553.98:550.812(470.55/57) |
К проблеме поисков нефти и газа на Южном Урале
В.С. АФАНАСЬЕВ, В.Д. ХЛЕБНИКОВ (Башнефть), В.А. РОМАНОВ, К.С. ЯРУЛЛИН (Башк. фил. АН СССР), Н.К. ЮНУСОВ (Башнефтегеофизика), И.В. БАРЫКИН (БашНИПИнефть)
Обеспечение на длительный период установившегося в последние годы уровня прироста запасов нефти в Башкирской АССР возможно при правильном научно обоснованном выборе направлений дальнейших поисков месторождений нефти. Геологическая изученность территории Башкирского Приуралья позволяет считать, что нефтегазовые ресурсы еще далеки от истощения. В равнинной части Башкирии, в пределах уже освоенных нефтяных районов, достаточно много объектов для поисков новых зон нефтегазонакопления (площади, продуктивные пласты, типы залежей) [1]. Пополнения промышленных запасов углеводородного сырья можно ожидать и в результате открытий в новых, еще мало изученных областях, особенно в глубокопогруженных горизонтах палеозоя и венда - рифея.
В качестве объектов поисков выдвигаются глубокие палеовпадины [6, 7], крупные синклинории и автохтонные структуры под предполагаемыми шарьяжами на Южном Урале [2, 3].
Идея о шарьяжном строении Урала некоторыми исследователями [3] рассматривается как основание для утверждения о наличии большого количества запасов УВ на территории складчатой области, освоение которой в 2 раза увеличит их запасы в регионе. К сожалению, такие субъективные расчеты неубедительны. Известно, что в эвгеосинклинальной зоне Южного Урала, где развиты вулканогенные и осадочно-вулканогенные палеозойские образования, бурением на наиболее благоприятном Уральском участке (Магнитогорский мегасинклинорий) было доказано отсутствие автохтонных субплатформенных отложений, с которыми связывались определенные перспективы на нефть и газ. Имеющиеся же в разрезе эвгеосинклинали осадочные толщи каменноугольного возраста распространены лишь на очень ограниченных участках, где они переслаиваются с вулканитами, существенно раздроблены и, по данным БашНИПИнефти (Н.П. Егорова, Б.И. Лерман), промыты почти пресными водами. Сохранность в них залежей УВ даже небольшого размера маловероятна.
В миогеосинклинальной зоне, охватывающей западный склон Урала, выделяется ряд крупных тектонических структур (рис. 1). Здесь широко распространены преимущественно осадочные породы венд-рифейского возраста. Изучение перспектив нефтегазоносности их лучше начать на восточном борту Предуральского краевого прогиба, где породы залегают более спокойно и вероятность сохранности залежей УВ в них значительно выше [6]. Рассмотрение условий, определяющих накопление ОВ, превращение его в УВ и формирование залежей, а также сохранность их до современной эпохи, приводит нас к выводу, что наиболее перспективны для поисков нефти и газа в докембрийских отложениях полоса междуречья Усолки и Нугуша на восточном борту Предуральского прогиба и Темираркинская антиклиналь в зоне передовых складок Урала.
Что же касается палеозойских толщ, то на западном склоне Южного Урала они представлены тремя типами разреза: платформенным (карбонатным и терригенно-карбонатным) в обрамлении складчатой области, миогеосинклинальным (терригенно-кремнистым) в полосе Зилаирского синклинория и эвгеосинклинальным (осадочно-вулканогенным) в Сакмарском, Кракинском и Нязепетровском тектонических покровах.
Перспективны в нефтегазоносном отношении в основном девонские и каменноугольные отложения платформенного типа, которые в Западной Башкирии содержат промышленные скопления нефти. На западном склоне Южного Урала эти отложения распространены лишь в узкой полосе обрамления Башкирского антиклинория (Под Башкирским антиклинорием понимается та часть западного склона Южного Урала, на которой распространены венд-рифейские образования.). В пределах последнего они почти повсеместно уничтожены размывом (Фрагменты этих отложений сохранились только на ограниченных участках в Бактинской, Тирлянской и Зуяковской синклиналях.), а не запечатаны покровами докембрия (вопреки утверждениям некоторых исследователей [3]). Осложняющие Башкирский антиклинорий системы надвиговых и покровных структур, сложенных докембрийскими толщами, возникли, как и сам антиклинорий, еще в допалеозойское время. В конце палеозоя тектоническое смещение по надвигам неоднократно возобновлялось, но суммарная амплитуда их в западных и центральных районах антиклинория в подавляющем большинстве случаев составляла лишь сотни метров - первые километры [4]. За исключением района Каратауских дислокаций [5], в тех редких случаях, где древние толщи надвинуты на палеозойские, последние представлены лишь фрагментами разреза, распространены на ограниченных участках и в основном круто падают под отложения докембрия (районы д. Зуяково на р. Инзер и д. Максютово на р. Белой, северо-западное обрамление Каменных гор и др.). Подтвердилось это и при бурении Кулгунинской скважины глубиной более 5000 м, не обнаружившей палеозойских пород под докембрийскими (рис. 2, а).
Таким образом, предположения о значительных площадях развития палеозойских платформенных отложений под тектоническими покровами докембрия западного склона Южного Урала мало вероятны. Результаты визуального изучения надвиговых и покровных дислокаций не позволяют точно определить современное положение подошв тектонических пластин и глубины залегания автохтонных комплексов. Выявлению этого может способствовать применение различных сейсмических методов, позволяющих провести сейсмостратификацию протяженных горизонтов. Геофизическими методами можно осуществить поиск комплексов пород с сейсмоволновыми характеристиками, сходными с установленными в Приуралье для палеозойских отложений платформенного типа.
Целесообразно провести сейсмические работы по одному из трех профилей:
1) через Каратауский структурный комплекс, Башкирский и Уралтауский антиклинорий (от северного подножия хр. Каратау до д. Серпеевки, далее до г. Юрюзань, вдоль старой узкоколейной железной дороги на пос. Тирлян и по тракту на пос. Миндяк);
2) через центральную часть Башкирского антиклинория (вдоль железной дороги от ст. Рифтау до г. Белорецка);
3) через южную часть Башкирского антиклинория, вдоль Авзяно-Петровского тракта (д. Макарово - скв. 1 Кулгунино - с. Авзян, далее между хребтами Южный и Средний Крака через хр. Уралтау).
Сейсмические работы необходимо сопроводить бурением параметрических скважин для привязки и корреляции результатов геофизических наблюдений, а также геохимических исследований керна. На последнее следует обратить особое внимание, ибо о вероятных фазах нефтегазообразования в предполагаемых нефтегазоматеринских толщах Южно-Уральской складчатой области нет даже приблизительных данных. Вполне допустимо, что здесь продуцирующие УВ толщи, погружаясь в отдельные этапы геологической истории на большие глубины (t более 200 °С), подвергались глубоким процессам метаморфизма, преобразовавшим ОВ в метан и затем в углистое вещество. Примером могут служить незначительной толщины угольные пласты в докембрийских породах разреза Кулгунинской скважины и многочисленные мелкие включения угля в рифейских породах в обнажениях [7].
Для поисков нефти и газа в миогеосинклинальной зоне Южного Урала наиболее благоприятны западная половина Зилаирского синклинория и его западное обрамление (B 1976-1980 гг. на Беркутовской, Ургинской, Акбердинской и Мраковской площадях, расположенных к западу от Зилаирского синклинория, по проекту БашНИПИнефти намечались и бурились отдельные поисковые скважины.), расположенные между широтными отрезками рек Белой и Урала (см. рис. 1, 2, б).
Здесь аллохтон сложен преимущественно терригенными породами, характеризующимися миогеосинклинальным типом разреза палеозоя. Суммарная мощность их более 4000 м. Автохтон встречен на глубинах 500-2800 м, где он представлен платформенными карбонатными и терригенно-карбонатными отложениями нижнего и среднего карбона, верхнего и среднего девона. Залегающие ниже нижнедевонские, силурийские и ордовикские отложения бурением не вскрыты. Суммарная мощность палеозойских толщ автохтона не менее 2500 м. Но структурные осложнения автохтона остались невыясненными и судить о них можно лишь по косвенным показателям,
Так, обнажающиеся в районе широтного колена р. Белой аналогичные автохтонные толщи осложнены системой линейных складок, которые простираются в юго-восточном направлении (см. рис. 1). Покровные образования Зилаирского синклинория под острым углом перекрывают этот структурный план. Можно полагать, что тектонический план автохтона в целом сохраняется под надвигом и ему присуща структура, отличная от крутых, порой опрокинутых, мелкоскладчатых дислокаций аллохтонных пластин. Вопрос этот до конца не изучен, хотя бурением установлены газопроявления различной интенсивности как в аллохтонных верхнедевонских, так и в автохтонных нижне-среднекаменноугольных отложениях.
Результаты литолого-палеогеографических и палеотектонических реконструкций, анализ особенностей современной структуры территории западного склона Южного Урала, а также люминесцентно-битуминологические данные свидетельствуют о существовании здесь в среднем палеозое благоприятных условий для накопления ОВ, его преобразования в УВ с последующей миграцией их и формированием залежей. С ордовика до среднего девона эта зона располагалась в пределах широкого (не менее 200 км) континентального склона, вытянутого на сотни километров к северу и югу. Здесь накапливались мощные толщи терригенных и карбонатных осадков. С начала среднего девона прогибание восточной окраины Русской платформы привело к возникновению обширного седиментационного бассейна, где вплоть до ранней перми устойчиво накапливались платформенные карбонатные отложения.
Резервуарами для промышленных скоплений нефти и газа могли быть трещиноватые и кавернозные, пористые и рыхлые образования, имеющиеся на разных уровнях разреза автохтона. Породы с хорошими и удовлетворительными коллекторскими свойствами чередуются здесь с флюидоупорами - глинистыми сланцами, плотными известняками и доломитами.
Коллекторами в аллохтоне могут быть зоны дробления, приуроченные к различным стратиграфическим частям разреза. Слагающие аллохтон флишоиды зилаирской свиты в целом характеризуются низкой пористостью (в среднем 0,4-3 %) и могут служить флюидоупорами.
При проведении поисковых работ следует ориентироваться на два основных типа залежей УВ. В породах нижнего девона залежи могут быть приурочены к рифовым постройкам, аналогичным пермским рифам Предуральского прогиба. Но более распространенным типом залежей предполагается структурный (антиклинальные складки, флексурные перегибы, экранирование тектоническими разломами). Картирование ловушек обоих типов может быть выполнено сейсморазведкой. При этом необходима тщательная отработка методики сейсмических работ применительно к данному району с целью получения уверенных отражений на глубинах распространения автохтонных толщ. Получению таких отражений, а следовательно, и выяснению структуры поднадвиговых отложений способствует чередование в разрезе мощных толщ пород, отличающихся механическими и физическими свойствами.
В указанной зоне необходимо выполнить серию сейсмических профилей МОГТ (вкрест простирания предполагаемых под надвигом структур) протяженностью 20-25 км с расстоянием между профилями не более 5 км. Первые два сейсмических пересечения целесообразно провести в верховье р. Сюрень на широте д. Асташ и в среднем течении р. Иняк к востоку от д. Тукато-во. На наиболее крупной из выявленных складок следует заложить параметрическую скважину с целью вскрытия и всестороннего изучения палеозойского разреза автохтона.
Таким образом, имеющиеся в настоящее время фактические геолого-геофизические материалы не дают основания для высокой оценки перспектив нефтегазоносности Южного Урала. Практически бесперспективной оказалась территория Магнитогорского мегасинклинория, где выполнен значительный объем поискового бурения и сейсмических работ. В пределах Башкирского антиклинория под надвигами докембрийских толщ, по нашему мнению, отсутствуют существенные по размерам площади развития автохтонных палеозойских отложений. Для окончательного решения этого вопроса необходимо выполнить рекомендуемые сейсмические работы поперек дислокаций западного склона Южного Урала. Наиболее перспективной следует рассматривать узкую полосу западного борта Зилаирского синклинория и его западного обрамления, где под покровом палеозойских миогеосинклинальных комплексов вскрыты одновозрастные отложения платформенного типа.
Как показала многолетняя практика, стоимость и трудоемкость геологоразведочных работ в рассматриваемом районе на порядок выше, чем на платформе. Это, несомненно, должно также приниматься во внимание при обосновании и проектировании геологоразведочных работ на нефть и газ в районе Южного Урала.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ в Башкирии за X и задачи на XI пятилетки / В.С. Афанасьев, М.А. Юнусов, И.В. Барыкин, Ю.И. Кузнецов.- Труды БашНИПИнефти. Уфа, 1982, вып. 63, с. 3-10.
2. Камалетдинов М.А. Покровные структуры Урала. М., Наука, 1974.
3. Камалетдинов М.А., Казанцева Т.Т., Казанцев Ю.В. Новые направления и методика поисков нефти и газа в Башкирии. Уфа, Изд-во БФ АН СССР, 1982.
4. Романов В.А. Складчаточешуйчатая структура Южного Урала. М., Наука, 1975.
5. Романов В.А., Яруллин К.С, Утопленников В.К. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности района Каратауского структурного комплекса.- Геология нефти и газа, 1970, № 6, с. 24-28.
6. Яруллин К.С., Романов В.А. О поисках залежей нефти и газа в допалеозойских отложениях Южного Предуралья.- Геология нефти и газа, 1974, № 12, с. 15-20.
7. Яруллин К.С., Романов В.А. Условия нефтегазонакопления в вендско-рифейских отложениях Башкирии.- Изв. АН СССР. Сер. геол. 1981, № 8, с. 106-117.
Поступила 25/ХП 1983 г.
Рис. 1. Схема тектонического районирования Южного Урала.
1 - границы главнейших структурных элементов (I - платформа и Предуральский краевой прогиб; западный склон Южного Урала: II - Башкирский антиклинорий, III - Зилаирский синклинорий, IV - Уралтауский антиклинорий; восточный склон Южного Урала: V - Магнитогорский мегасинклинорий; КС - Каратауский структурный комплекс; К - Кракинский аллохтон; С - Сакмарский аллохтон; синклинали: 3 - Зуяковская, Б - Бактинская, Т - Тирлянская); 2 - границы разновозрастных и разнотипных отложений; палеозойские комплексы: 3 - платформенный, 4 - миогеосинклинальный, 5 - эвгеосинклинальный, 6 - венд-рифейские образования; 7 - осевые линии складок, установленных на поверхности (а) и предполагаемых в автохтоне (б); в - линии профилей; 9 - границы зоны, перспективной на поиски нефти и газа, 10 - рекомендуемые сейсмические профили
Рис. 2. Схематизированные структурно-геологические разрезы по Кулгунинскому (а) и Зилаирскому пересечениям (6).
PZ(п), PZ(м), PZ(э) - палеозойские отложения соответственно платформенного, миогеосинклинального и эвгеосинклинального типов. Усл. обозн. I-IV - см. на рис. 1