|
УДК 553.981:551.782.11 (262.5-18) |
Погребенная миоценовая долина - возможный объект поисков нефти и газа в Черноморской впадине
А.С. ГОРШКОВ, С.Н. СТУПАК, Д.А. ТУГОЛЕСОВ, Е.М. ХАХАЛЕВ (Южморгеология)
Глубоководная часть Черноморской впадины в настоящее время становится доступной для поисково-разведочного бурения, которое осваивает глубины моря до 2500 м [1]. Поэтому уже сейчас необходимо наметить конкретные геологические объекты, которые могут представлять первоочередной интерес для поиска залежей нефти и газа. Одним из таких объектов является погребенная эрозионная долина, закартированная сейсморазведкой в миоценовых отложениях на северном склоне вала Шатского. Она прослеживается от меридиана Анапы до меридиана Адлера примерно вдоль фронтальных складок Туапсинского прогиба (рис. 1). Длина ее около 250 км, ширина 7-15 км. Своим тальвегом она врезается в верхнюю часть майкопской толщи и сверху перекрыта ненарушенными отложениями мэотиса - плиоцена. Глубина вреза достигает 500 м (рис. 2).
В соответствии с принятой нами стратиграфической разбивкой разреза Черноморской впадины [7] погребенная долина образовалась в позднемиоценовое время. Она, по-видимому, представляет собой погребенное речное русло. В пользу этого можно высказать следующие соображения. Прежде всего, сама ее форма и ориентировка не характерны для подводных каньонов - это довольно широкая извилистая долина, вытянутая на сотни километров вдоль простирания континентального склона. Можно допустить, что мы имеем дело не с каньоном, а с отложениями придонного течения. Но в таком случае следовало бы ожидать появления валов, линз или других аккумулятивных тел, скорее всего, с не очень резкими боковыми границами, обусловленными фациальным замещением осадков. Однако в сейсмозаписи читается явно эрозионная форма: на временных разрезах отчетливо видны ее склоны, представленные прерывистыми наклонными осями синфазности, которые срезают горизонтальные слои олигоцен-миоценовой толщи и перекрываются пологолежащими осадками, заполняющими долину.
Расположение эрозионной долины по отношению к позднемиоценовому склону впадины также свидетельствует о ее речном происхождении. Признаки, по которым выделяются древние склоны Черноморской впадины, подробно рассмотрены нами ранее [7]. Главный из них - это выклинивание и размыв на склоне как мощных отложений глубоководной впадины, так и одновозрастных маломощных образований шельфа, погружающихся им навстречу. Установленные по этим признакам бровка и подошва позднемиоценового склона показаны на рис. 1. Эрозионная долина вначале следует по шельфу, затем под острым углом выходит на континентальный склон и тянется примерно параллельно его бровке. Очевидно, для подводного каньона более естественным было бы простирание вкрест склона.
Итак, мы приходим к наиболее вероятному выводу, что сейсморазведкой закартировано русло позднемиоценовой реки. Видимо, в течение какого-то времени на рубеже сармата и мэотиса вся восточная часть вала Шатского и прилегающие участки Туапсинского прогиба были сушей. В конце миоцена высота континентального склона, которую приблизительно можно рассчитать по разнице отметок кровли миоценовых отложений в глубоководной части впадины и на своде вала Шатского, не превышала первых сотен метров. Примерно такую же глубину имеет и палеодолина в западной «склоновой» части - 200-300 м, а в восточной «шельфовой» - до 500 м. Глубина вреза речного русла, как известно, определяется падением уровня моря. Следовательно, на рубеже сармата и мэотиса уровень Черного моря понизился на несколько сотен метров, в результате чего стал сушей не только шельф, но и часть континентального склона. Низким стоянием уровня моря хорошо объясняется и пространственное положение эрозионной долины: свод вала Шатского и растущие складки Туапсинского прогиба, вышедшие на поверхность, образовали выступы рельефа, в понижение между которыми устремились речные воды с Гудаутского свода и отрогов Кавказа.
Однако обмеление моря было недолгим, потому что, за исключением указанного вреза, оно не успело оставить следов, которые способна зафиксировать сейсморазведка МОГТ. Мэотические отложения, перекрывающие долину, вне ее пределов следуют за сарматскими без видимого перерыва. Кроме того, не удается установить крупных конусов выноса, которые неизбежно образовались бы при длительном существовании реки. Место впадения ее в море можно определить довольно уверенно - оно приходится на центральную, погруженную часть вала Шатского. На сейсмическом профиле, пересекающем западное окончание палеодолины, ее нельзя локализовать столь же четко, как на расположенных восточнее профилях. Кроме основного русла, выделенного по наиболее достоверным наклонным осям синфазности, можно наметить и другие более мелкие протоки. Здесь же наблюдаются участки хаотических сейсмофаций, а на профиле, идущем вдоль вала Шатского, в отложениях миоцена зафиксирована косослоистая линза. Все эти особенности сейсмической записи можно истолковать как дельту интересующей нас реки, но размеры ее очень невелики и не идут в сравнение с теми конусами выноса, которые закартированы против устьев других рек, даже относительно небольших, но существовавших длительное время [7].
Вывод о речном происхождении палеодолины весьма важен для оценки перспектив нефтегазоносности ее, потому что вероятность присутствия песчаных пластов в аллювиальных отложениях значительно выше, чем в осадках подводного потока. Характер волнового поля тоже свидетельствует о грубообломочном составе отложений, заполняющих долину. В них зафиксированы многочисленные динамические аномалии волнового поля типа «яркое пятно», которые, по-видимому, соответствуют песчаным линзам. В большинстве случаев они приурочены к бортам долины и представляют собой интенсивные прерывистые отражения, наклоненные под разными углами и осложненные петлевыми годографами и дифрагированными волнами на краях аномалий. Это отчетливо видно на динамических временных разрезах без миграции (см. рис. 2).
Повышенное содержание песков подтверждается и наличием дефекта плотности, установленного в результате точного анализа средних и пластовых скоростей. Высокое качество материалов МОГТ позволило выявить слабое снижение скоростей на участках временных разрезов, соответствующих динамическим аномалиям в придонной части вреза. В ряде случаев удалось обнаружить аномальное увеличение интервальных времен, связанное, по-видимому, со снижением скоростей распространения упругих волн при прохождении песчаного тела.
Кроме того, на некоторых профилях кровля заполняющих долину отложений образует очень пологий антиклинальный изгиб. Такая двояковыпуклая форма поперечного сечения является характерной особенностью погребенных русл: изгиб вниз соответствует дну древнего потока, а изгиб вверх возникает за счет того, что русловый песок уплотняется меньше, чем залегающая вокруг него глина [4]. Это еще раз свидетельствует о преимущественно песчаном заполнении палеодолины и вместе с тем указывает на глинистый состав окружающих ее осадков. Действительно, и вмещающие толщи миоцена и майкопа, и перекрывающие отложения мэотиса-плиоцена на временных разрезах представлены параллельно-слоистыми низкоамплитудными фациями, которые в данном случае, скорее всего, соответствуют мелководно-морским глинистым отложениям [6]. Отсюда следует, что обнаруженное палеорусло представляет собой прекрасную ловушку, содержащую достаточно мощные песчаные пласты-коллекторы и перекрытую надежной глинистой покрышкой.
Промышленная нефтегазоносность отложений древних речных русл хорошо известна. С ними связаны многочисленные месторождения в ряде нефтегазоносных бассейнов США, Канады, Мексики. Месторождения, как правило, небольшие, но в некоторых из них начальные извлекаемые запасы нефти достигают 10-15 млн. т. В нашей стране такого типа месторождения известны в Северном Предкавказье, Волго-Уральском и Южно-Каспийском НГБ [2, 3, 5], Протяженность нефтегазоносных зон на этих месторождениях изменяется от первых километров до 70-80 км, ширина от нескольких сотен метров до 6-8 км, реже до 15- 20 км. Мощность продуктивных песчаников колеблется от первых метров до первых десятков метров. Размеры закартированного нами палеорусла значительно больше, следовательно, оно может содержать несколько подобных залежей.
Необходимо отметить еще одно обстоятельство. Если в собственно русловых песчаниках открыты преимущественно мелкие и средние месторождения, то к дельтовым и прибрежно-морским отложениям приурочены многие крупнейшие месторождения мира. Считается, что быстрое уменьшение продуктивности русловых песчаников по мере удаления от берега моря связано с тем, что нефть мигрирует из более глубоких частей бассейна вверх по руслу и аккумулируется в первых встретившихся ловушках [5]. Но в нашем случае, как говорилось выше, палеодолина врезана в мелководно-морские, вероятно, глинистые отложения и насыщение УВ заполняющих ее грубозернистых осадков могло происходить не только вдоль русла, но и со стороны ее склонов. Поэтому перспективной следует считать всю долину, а не только ее приустьевую западную часть.
Имеющиеся материалы позволяют лишь в самом общем виде наметить пространственное положение и форму погребенного русла. В дальнейшем необходимо провести детальные сейсмические исследования с высокой разрешающей способностью, которые позволили бы закартировать отдельные песчаные линзы, выступы палеорельефа и другие геологические тела, с которыми могут быть связаны залежи нефти и газа. Учитывая, что палеорусло залегает на глубине 1,5-2,5 с ниже дна моря, наиболее эффективным методом будет, по-видимому, высокочастотная модификация сейсморазведки МОГТ.
Помимо палеодолины в северо-восточной части моря обнаружено много других геологических объектов, которые тоже представляют интерес при поисках залежей нефти и газа [7]. Это рифоподобные тела в нижнемеловых - верхнеюрских породах северного крыла вала Шатского, области выклинивания олигоцен-четвертичных отложений на склонах вала, зоны аномальной сейсмической записи в четвертичной толще над куполами докайнозойских пород, плиоцен-четвертичные конусы выноса (см. рис. 1, 2). Большое количество благоприятных для скопления нефти и газа геологических структур, сосредоточенных на относительно небольшой площади в восточной части вала Шатского, является весомым аргументом для постановки здесь детальных сейсморазведочных работ. Изложенные в статье материалы позволяют надеяться на их высокую геологическую эффективность.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геодекян А.А., Забанбарк А. Геология и размещение нефтегазовых ресурсов в Мировом океане. М.. Наука, 1985.
2. Геология гигантских месторождений нефти и газа. Под ред. М. Хэлбути. Пер. с англ. М., Мир. 1973.
3. Залежи нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Альбом-справочник/В.Я. Ратнер, Н.Н. Булатов, М.А. Зубова, Л.А. Польстер, М., Недра, 1982.
4. Кондратович Ю.В. Обнаружение и картирование неантиклинальных ловушек по данным сейсморазведки. Обзор. Сер. Разведочная геофизика, М.. ВИЭМС, 1984.
5. Марковский Н.И. Палеогеографические основы поисков нефти и газа. М., Недра, 1973.
6. Сейсмическая стратиграфия. Под ред. Ч. Пейтона. Пер. с англ. М., Мир, 1982:
7. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины/Д.А. Туголесов, А.С. Горшков, Л.Б. Мейснер. М., Недра, 1985.
Рис. 1. Карта мощностей отложений среднего миоцена - сармата в Черноморской впадине:
1 - изопахиты отложений среднего миоцена - сармата, км; 2 - области отсутствия отложений среднего миоцена - сармата; 3 - разломы; 4 - бровка (а) и подошва (6) позднемиоценового склона впадины; 5 - границы позднемиоценовой погребенной долины; 6 - область распространения хаотичных сейсмофаций в отложениях миоцена; 7 - границы четвертичных конусов выноса рек. Шахе, Мзымты и Бзыби, 8 - фрагмент временного разреза; цифры в кружках: 1- Туапсинский прогиб, 2 - вал Шатского, 3 - Восточно-Черноморская впадина
Рис. 2. Фрагмент динамического временного разреза (см. рис. 1).
Отражающие горизонты: В - подошва антропогена, I - подошва мэотиса, Iа - кровля майкопа, Р - поверхность вреза, IIа -кровля эоцена, III - кровля мела