|
УДК 553.98.550.812:551.73(470.57) |
О новых направлениях поисков залежей нефти в палеозойских отложениях Башкирии
Е.В. ЛОЗИН, А.К. ДРАГУНСКИЙ (БашНИПИнефть)
Важной особенностью развития нефтедобывающей отрасли Башкирии явилась продолжительная по времени (1970-1982 гг.) стабильная добыча нефти на высоком уровне, несмотря на значительный рост обводненности и существенную выработанность многих месторождений. Одним из основных факторов сохранения высокого уровня добычи нефти послужило эффективное проведение геологоразведочных работ на основе научно обоснованных комплексных проектов.
В планировании и распределении объемов поисково-разведочного бурения в последние годы основополагающую роль играют учет установленных закономерностей размещения месторождений нефти и газа, особенностей геологического строения палеозойского чехла и количественная оценка перспективной нефтегазоносности недр республики. Планомерный анализ результатов предшествующих геологоразведочных работ и внесение соответствующих корректив, направленных на повышение их текущей эффективности, способствуют ускорению поиска новых и доразведки ранее открытых нефтяных месторождений и продуктивных структур.
Особое место в геологоразведочных работах занимают новые направления поисков нефти. В настоящее время, наряду с доразведкой зон нефтенакопления, контролируемых грабенообразными прогибами и дислокациями горстовидного типа, открываются новые месторождения и залежи нефти на обширной территории северной части Башкирии, на участках между ранее открытыми месторождениями.
Рассматриваемая территория охватывает восточную часть Бирской седловины, юг Верхнекамской впадины и склоны Башкирского свода (рис. 1). Она недостаточно изучена, хотя благоприятные геологические условия для наращивания промышленных запасов нефти здесь имеются.
Можно считать установленными основные закономерности, которым подчинено размещение месторождений нефти в пределах названных регионов. В Бирской седловине и Верхнекамской впадине в верхне- и нижнекаменноугольном и терригенном нижнекаменноугольном комплексах осадков скопления нефти на бортах Актаныш-Чишминской и Шалымской палеодепрессий связаны в основном с рифами, представляющими валообразные зоны. Месторождения нефти, открываемые в этих же комплексах осадков на Башкирском палеосводе, приурочены к зонам развития шельфовых биогермов. В терригенных отложениях девона залежи нефти контролируются тектоническими линейными дислокациями или линзовидными коллекторами, замещающимися плотными разностями по восстанию пород на структурных выступах и других осложнениях.
Структурные особенности и нефтеносность терригенных отложений девона рассматриваемой территории изучены сравнительно слабо. Несмотря на благоприятную литолого-коллекторскую характеристику разреза терригенной толщи девона в пробуренных скважинах, поиски новых залежей связаны со значительными трудностями.
Общая мощность терригенной толщи девона (90-95 м) уменьшается в восточном направлении. В ее составе выделяются отложения живетского яруса и нижнефранского подъяруса, а в отдельных скважинах зафиксировано развитие эйфельских отложений, представляющих собой останцы размыва, которые сохранились в понижениях палеорельефа. Особенностью разреза рассматриваемой толщи является также слабое развитие карбонатных пород (черный, средний и верхний известняк) по сравнению с южными районами Башкирии.
В разрезе терригенных отложений девона выделяются пласты Д-IV, Д-II,Д-I и Дкын. Песчаные пласты Д-II и Д-I почти повсеместно представлены прослоями мощностью от 2 до 30 м. Пористость 7-20 %, проницаемость 0,05-0,45 мкм2. Базальный пласт Д-IV старооскольского горизонта менее развит, а песчаники кыновского горизонта почти не имеют развития. Мощность песчаников меняется от нуля до 2-4 м, редко достигает 6 м.
В структурном плане отмечается общее погружение пород терригенной толщи девона в северном - северо-западном направлении. Выявлена дислоцированность толщи протяженными погребенными валами. В частности, сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением по терригенным отложениям девона установлен Калинниковский вал субширотного простирания, прослеженный на расстоянии 20 км. Возможное продолжение его к северо-западу - Карабаевский вал протяженностью более 100 км. В пределах Карабаевского вала терригенные отложения девона погружаются с юго-востока на северо-запад с -1700 м до -1900 м. Калинниковский и Карабаевский валы осложнены мелкими куполовидными поднятиями, которые по простиранию валов выстраиваются в ряде случаев в цепочки. В 1983 г. на Калинниковском валу открыто Бирское нефтяное месторождение со структурно-литологическими залежами в песчаных пластах Д-1 и Дкын, приуроченными к локальным поднятиям (Романовскому и Восточно-Угузевскому). Дебиты нефти от 4 до 15 т/сут.
Несомненный поисковый интерес представляет подготовленная сейсморазведкой на Карабаевском валу Биктимировская структура с двумя сводами: северным (размером 1,7X5 км) и южным (1,7X0,8 км). Амплитуда структуры около 40 м.
Структурные особенности Карабаевского вала не изучены. Небольшие залежи нефти в пласте Д-I установлены скв. 1 Чераул, скв. 7 Орьебаш и скв. 140 Танып. Притоки нефти при опробовании составили соответственно 7, около 7 и 29 т/сут. Залежи нефти структурно-литологического типа контролируются по восстанию пласта замещением песчаников плохо проницаемыми породами.
Данные сейсморазведки МОГТ последних лет детализируют геологические представления о структурно-тектоническом строении области сочленения Башкирского свода с окраинными частями соседних тектонических структур I порядка.
На южном склоне Башкирского свода, включая граничную зону с Бирской седловиной, по отражающему горизонту Д-I намечается четко выраженная зональность линейных дислокаций, которые образуют погребенные валы - Бирско-Угузевский, Пильцевский, Новофедоровский. Эти валы прослежены на расстоянии 8-15 км и простираются кулисообразно в северо-западном направлении. По внутреннему строению указанные линейные зоны в терригенном комплексе девона интерпретируются как погребенные тектонические флексуры.
В зоне сочленения южного склона свода с Благовещенской впадиной сейсморазведкой подтверждается продолжение Волковско-Гуровской полосы горстовидных структур, где на Западно-Туктаровском поднятии глубоким бурением вскрыты нефтенасыщенные песчаники терригенного девона. В этом районе северо-восточное продолжение Сергеевско-Демского и Тавтиманово-Уршакского грабенообразных прогибов глубокими скважинами пока не прослежено.
На северном склоне Башкирского свода по данным сейсморазведки МОГТ и глубокого бурения терригенные отложения девона ступенчато погружаются в северном направлении. Региональной и рекогносцировочной сейсморазведкой МОГТ по отражающему горизонту Д здесь выявлены Аскинская, Верхнеказанчинская и Кубиязинская линейные зоны дислокаций северо-западного простирания (см. рис. 1).
Указанные валообразные зоны в северном и южном обрамлениях Башкирского свода осложнены мелкими куполовидными поднятиями. В пределах Пильцевского вала подготовлено четыре и выявлено несколько перспективных поднятий размерами от 0,8X2 до 1,2X4 км и амплитудой до 25 м. На севере, в Аскинской дислокации, подготовлено два, в Верхнеказанчинской зоне - два, в Кубиязинской - одно и выявлено более двух десятков перспективных структур размерами от 1X1,7 до 2X5 км и амплитудой от 25 до 40 м.
Рассмотренный структурный план по терригенной толще девона района сочленения Башкирского свода с Бирской седловиной и Благовещенской впадиной обусловлен воздыманием области свода в период инверсии. По фундаменту центральная область свода наиболее погружена. В вендское время, вероятно, указанное воздымание наиболее интенсивно проявлялось в собственно сводовой части, а в периферийных частях сопровождалось дизъюнктивами. По региональным и детальным сейсмическим данным в вендском комплексе осадков сводовый приподнятый блок в северном и южном направлениях обрамляется тектоническими ступенями, разделенными разломами. Вероятно, такое обрамление характерно для всей области свода. Из описанных выше особенностей строения терригенной толщи девона следует, что оно имеет в значительной степени унаследованный от фундамента характер. В девоне ступени (блоки) фундамента отражаются в виде дизъюнктивных дислокаций, которые сейсморазведкой картируются как погребенные тектонические флексуры, сочлененные с валами.
В структурном плане карбонатных верхнедевонских и каменноугольных отложений на рассматриваемой территории выделяются те же тектонические элементы, что и по терригенному девону, однако он иногда осложняется рифовыми образованиями.
Терригенная толща нижнего карбона развита повсеместно и характеризуется общей мощностью от 34 до 87 м, а в эрозионных врезах турнейских отложений достигает более 100 м. Увеличение мощности толщи наблюдается в северо-западном направлении. Представлена она песчано-алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов.
В составе
рассматриваемой терригенной толщи выделяется восемь песчано-алевролитовых
пластов, которые сгруппированы в три пачки: нижнюю пласт 
, среднюю – пласты 
и верхнюю – пласты 
и 
.
Пласт 
имеет широкое площадное
распространение, мощность его изменяется от 0,6 до 24 м, а в эрозионных врезах
достигает 40 м.
Пласты средней и верхней пачек не выдержаны по площади и неоднородны по составу (рис. 2). Они характеризуются линзовидным залеганием и имеют мощность 1-2 м, а на отдельных участках 6-8 м.
Наибольшее
площадное распространение на рассматриваемой территории имеет пласт
. Он отличается
монолитным строением и в зонах развития имеет мощность от 2 до 5 м при
локальных максимумах до 18 м.
Соответственно характеризуются изменчивость и абсолютные величины нефтенасыщенной мощности пластов указанных трех пачек.
Среднее значение пористости пластов песчаников составляет 16-20 %, а проницаемость - 0,43 мкм2.
В карбонатных отложениях окского надгоризонта, покрывающих терригенные породы нижнего карбона, на локальных участках Новохазинской, Акинеевской и Юсуповской площадей линзовидно развиты песчаники пласта С0 алексинского горизонта. Мощность их достигает 14,4 м.
Терригенные отложения нижнего карбона в общих чертах наследуют структурный план подстилающих карбонатных комплексов и, в свою очередь, несколько его нивелируют или даже осложняют, поскольку зоны размывов в последующем заполнялись терригенными осадками. В пределах Калинниковского вала по кровле тульского горизонта амплитуды поднятий уменьшаются до 5-8 м. Своды поднятий смещаются на 1,5-2 км в северном направлении.
Карабаевский вал протяженностью около 100 км по скважинам, вскрывшим тульский горизонт, трассируется до северо-западной границы Башкирии. Осевая зона вала имеет северо-западную ориентировку. Наиболее высокое положение кровли тульского горизонта установлено на Надеждинском и Токрановском месторождениях (-1140...-1160 м). В северо-западном и юго-восточном направлениях кровля тульского горизонта погружается до отметок - 1170...-1180 м. По всей ширине (около 15 км) вал осложнен куполовидными поднятиями размерами от 1X1,5 до 3,5X5,5 км.
Между Карабаевским валом и Арланской дислоцированной зоной нижнекаменноугольные отложения также осложнены куполовидными поднятиями, которые образуют прихотливые линейные пликативные дислокации северо-западного простирания. Разбуренные нефтеносные поднятия на Калегинском, Вениаминовском и Гареевском месторождениях имеют размеры от 1,2X3 до 2,5X4 км. Кровля тульского горизонта в сводах поднятий вскрыта на отметках -1168...-1179 м (см. рис. 2).
Анализ геологического строения территории в совокупности с результатами поисково-разведочных работ свидетельствует о приуроченности основных скоплений нефти в палеозойских отложениях к линейно вытянутым валообразным зонам. Последние имеют субширотное и северо-западное простирание и развиты в восточной части Бирской седловины, на юге Верхнекамской впадины, южном и северном обрамлениях Башкирского свода.
Наиболее значительные скопления нефти сосредоточены в песчаных пластах терригенной толщи нижнего карбона и девона на мелких куполовидных поднятиях, осложняющих наметившиеся линейные валы. Такая особенность в размещении залежей нефти и геологические предпосылки позволяют считать рассматриваемую территорию перспективной для дальнейших поисков новых залежей нефти.
Несмотря на наличие отдельных небольших месторождений в пределах Карабаевского вала и к востоку от Арланской нефтеносной зоны, перспективы нефтеносности Бирской седловины остаются нераскрытыми. Карабаевский вал по девонским и каменноугольным отложениям занимает наиболее высокое гипсометрическое положение среди прилегающих к нему линейных дислокаций. По этой причине он является наиболее перспективным для поисков новых залежей нефти.
К западу от Карабаевского вала промышленная нефтеносность установлена в продуктивных горизонтах девона и карбона. Здесь структурные выступы по терригенным отложениям девона усиливаются в верхнем карбонатном комплексе девона и нижнего карбона и образуют замкнутые структуры прихотливой формы. Открытые месторождения занимают сравнительно небольшие участки в пределах обширных наметившихся зон дислокаций, которые остаются еще не изученными.
Поиски новых залежей нефти на склонах Башкирского свода должны связываться как со структурами, контролируемыми грабенообразными и горстовидными зонами, так и с погребенными валами, имеющими субширотное простирание и представляющими южное и северное обрамления Башкирского палеосвода.
Выводы
1. Строение палеозойского чехла рассматриваемой территории Башкирского свода и сочленяющихся частей юга Верхнекамской впадины, востока Бирской седловины, Благовещенской впадины в значительной степени унаследовано от строения фундамента и рифей-вендских пород. По данным сейсморазведки МОГТ фундамент имеет блоковое строение с развитием линейных разрывов различной протяженности и ориентировки. Дизъюнктивные дислокации в терригенной толще девона сейсморазведкой фиксируются как погребенные тектонические флексуры с сопряженными валами, а в вышележащих отложениях они, возможно, выражены как структуры облекания или осложнены рифовыми сооружениями,
2. Основные месторождения нефти в палеозойских отложениях приурочены к куполовидным поднятиям, образующим линейно вытянутые валообразные зоны, генетически связанные с дизъюнктивной тектоникой, а на бортах палеодепрессий востока Бирской седловины, юга Верхнекамской впадины и в шельфовых зонах Башкирского свода - с рифовыми образованиями. Поисковый интерес представляют наметившиеся северо-восточные продолжения ранее установленных грабенообразных прогибов и зон горстовидных поднятий, а также бортовые участки палеодепрессий и шельфовые зоны.
3. Новые направления поисков месторождений нефти и газа связываются с зонами погребенных валов (флексур) субширотного и кулисообразного простирания, развитыми на обрамлении Башкирского свода, а также в зонах сочленения его с Благовещенской и Верхнекамской впадинами и Бирской седловиной.
Рис. 1. Схематическая структурная карта северо-восточной части Башкирки по кровле кыновского горизонта.
а - изогипсы кровли кыновского горизонта, м; б - контуры месторождений; в - нефтяные залежи: 1 - в терригенном девоне, 2 - в нижнем карбоне; г – линия разреза. Регионы: I- Башкирский свод, II - Верхнекамская впадина, III - Бирская седловина, IV - Благовещенская впадина; валы: К - Карабаевский, КЛ - Калинниковский, БУ - Бирско-Угузевский, П - Пильцевскнй, НФ - Новофедоровский, А - Аскинский, ВК - Верхне-Казанчинский, КУ - Кубиязинский; грабенообразные прогибы: СД - Сергеевско-Демский, ТУ - Тавтиманово-Уршакский, СЧ - Серафимовско-Чекмагушский; горстовидные зоны поднятий: ВГ - Волковско-Гуровская; месторождения нефти: 1 - Арланское, 2 - Калегинское, 3 - Кушкульское, 4 - Вениаминовское, 5 - Токрановское, 6 - Гареевское
Рис. 2. Геологические разрезы терригенных отложений нижнего карбона.
а - нефтеносные песчаники; б - водоносные песчаники; в - нефтеносные известняки; г - интервал перфорации, дебит нефти