УДК 553.982(574.1-13)

Первое межкупольное месторождение нефти на юге Прикаспийской впадины

Ф.М. КУАНЫШЕВ (КазНИГРИ)

Известные промышленные залежи нефти и газа в надсолевых верхнепермско-меловых отложениях юга Прикаспийской впадины связаны с солянокупольными структурами. В межкупольных зонах, где развит основной объем надсолевого комплекса, месторождения нефти и газа еще не открыты [2].

В последнее время в южной части междуречья Урала и Волги на межкупольном поднятии Забурунье в меловых отложениях открыты нефтяные залежи. Они связаны с малоамплитудным тектонически экранированным поднятием, осложняющим структурный план межкупольной зоны по юрско-меловому комплексу. На глубинах 850-950 м в нижней части мелового разреза установлены три нефтеносных горизонта. Нижний, наиболее значительный по запасам, содержит газовую шапку. Коллекторы представлены песками и песчаниками мелко-среднезернистыми. При испытании из этих горизонтов получены фонтанные притоки нефти дебитом 30-86 м³/сут. Дебит свободного газа из нижнего горизонта составил 66 тыс. м³/сут. Нефти малосернистые, смолистые, беспарафинистые.

Нами на примере месторождения Забурунье установлены некоторые особенности строения и формирования залежей в межкупольных зонах, знание которых позволит целенаправленно вести поиски нефти на аналогичных структурах (рисунок).

По классификации В.С. Журавлева [1] Забурунская мульда относится к асимметричному типу. Она состоит из двух подзон (юго-западная и северо-восточная), разделенных друг от друга сквозным тектоническим нарушением субмеридионального простирания. Подзоны различаются стратиграфическим объемом выполняющих отложений.

Наиболее древними образованиями, вскрытыми скважинами в юго-западной подзоне, занимающей более высокое гипсометрическое положение, являются красноцветные песчано-глинистые породы оленекского яруса нижнего триаса. Они залегают почти моноклинально, слегка воздымаясь на северо-восток в сторону сброса, ограничивающего обе подзоны. Мощность оленекских отложений по сейсмическим данным составляет примерно 3800 м. Выше по разрезу с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегает юрско-меловой комплекс, представленный сероцветными, преимущественно песчано-глинистыми породами, мощность его 1040-1100 м. Из них на долю нижнемеловых приходится 550 м. Венчается разрез неоген-четвертичными образованиями мощностью 360 м.

Северо-восточная, опущенная, подзона имеет более сложное строение. В триасовом разрезе здесь кроме оленекских отложений вскрыты и средне-верхнетриасовые. Мощность верхнетриасовых достигает аномальной, не только для этого района, но и для всей Прикаспийской впадины, величины - более 2000 м. По сейсмическим данным предполагается наличие азимутального несогласия между нижне- и средне-верхнетриасовым и породами. Последние преимущественно сероцветные песчано-глинистые.

Юрско-меловой комплекс с угловым и азимутальным несогласием перекрывает верхнетриасовые отложения и залегает почти моноклинально, слабо воздымаясь в северном направлении в сторону купола Амангельды, где они выходят под неоген-четвертичный покров.

Различия в стратиграфическом объеме и строении триасовых пород выделенных подзон объясняются специфичностью развития этой межкупольной депрессии. Проведенный палеотектонический анализ показал, что к началу среднего триаса она представляла собой типичную межкупольную мульду, ограниченную соляными массивами, в среднетриасовую эпоху была расчленена на две подзоны, которые до юрского времени испытывали разнонаправленные тектонические движения. В юго-западной подзоне происходит перерыв в осадконакоплении, а в северо-восточной начинает формироваться компенсационная мульда, получившая наибольшее развитие в позднем триасе. Она образовалась, главным образом, благодаря оттоку соли из межкупольной зоны и дальнейшему росту прилегающих куполов, имевших к этому времени слабое развитие. Это подтверждается наличием среднетриасовых пород на своде купола Амангельды, ограничивающего мульду на севере.

Разнонаправленные тектонические подвижки отразились на структурных особенностях юрско-меловых отложений. Если последние в северо-восточной подзоне слабо дислоцированы, то в юго-западной, с которой связаны залежи УВ, структурный план юрско-мелового комплекса осложнен малоамплитудными поднятиями, экранированными сбросами. Самое крупное из них примыкает к тектоническому нарушению, разделяющему названные подзоны.

Таким образом, специфические особенности развития Забурунской межкупольной депрессии обусловили формирование двух подзон. Залежи УВ связаны с нижнемеловыми отложениями юго-западной подзоны. Периферийные структуры, занимающие более высокое гипсометрическое положение по юрско-меловым и триасовым отложениям, оказались бесперспективными. Поэтому возникает вопрос об источниках нефти и закономерностях распределения залежей в этой подзоне. Проведенный палеотектонический анализ показал, что юрско-нижнемеловая толща в процессе геологического развития не испытывала воздействия термобарического фактора, достаточного для реализации собственного нефтегазоматеринского потенциала. Это подтверждается и геохимическими исследованиями керна пород юрско-мелового и триасового возраста, отобранного в северо-восточной подзоне с наиболее благоприятными условиями для генерации УВ. Например, концентрация хлороформенного битумоида в породах независимо от литологического типа и глубины (750-3790 м) залегания изменяется от 0,005 до 0,02 % (юрско-меловые отложения находятся на глубинах до 1500 м) при концентрации битумоидов в ОВ 0,5-3 %. Если даже предположить, что нефтематеринскими являлись верхнетриасовые сероцветные образования северо-восточной подзоны, то скопления УВ можно было ожидать в первую очередь здесь, но именно тут и отсутствуют какие-либо признаки нефти и газа. При перетоке УВ из других межкупольных зон наиболее благоприятными для аккумуляции являются периферийные ловушки, связанные с соляными куполами. Но они, как показали поисковые работы, оказались пустыми. Нижнетриасовые красноцветные породы также не могут быть нефтематеринскими. Логично предположить, что источниками УВ служат подсолевые отложения, учитывая, что Забурунная мульда является бессолевой (по геофизическим данным). На рисунке представлена принципиальная схема формирования межкупольных залежей нефти. В асимметричных мульдах песчано-глинистые породы триаса имеют почти моноклинальное залегание с большими углами падения. Эрозионная поверхность их перекрыта хорошо проницаемыми песчаными отложениями нижней юры. Указанные особенности строения асимметричных мульд создают предпосылки обнаружения скоплений УВ в юрско-меловых образованиях. Путями миграции флюидов из палеозойского комплекса, вероятно, служили песчаные пласты триаса, сообщающиеся с подсолевыми отложениями при нарушенности пачки филипповского горизонта кунгура. При наличии тектонических нарушений, играющих роль экрана, формируются залежи УВ в надсолевом разрезе межкупольной зоны.

Выводы

1. Полученные результаты свидетельствуют о перспективности асимметричных межкупольных зон. Необходимыми условиями для формирования залежей в межкупольных поднятиях являются относительная тектоническая активность подсолевого ложа и наличие экранирующих факторов в надсолевом разрезе.

2. Эпигенетичный характер меловых залежей нефти на поднятии Забурунье является показателем высокой перспективности подсолевых отложений, еще не изученных бурением в этом районе. Раскрыта природа компенсационных мульд, широко развитых в южной части Прикаспийской впадины, и дана оценка их перспектив нефтегазоносности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Журавлев В.С. Типы локальных отрицательных структур, созданных соляной тектоникой в Прикаспийской впадине - В кн.: Сравнительная тектоника Печорской, Прикаспийской и Североморской экзогональных впадин Европейской платформы.- М.- 1972.- С. 1-294.

2. О структурных закономерностях распределения нефтегазоносности в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины / Г.Е.-А. Айзенштадт, М.В. Горфункель, В.П. Шептунов // В кн.: Геология и геохимия горючих ископаемых.- Киев.- 1975.- Вып. 43.-С. 3-11.

Рисунок Принципиальная схема формирования межкупольных залежей нефти Прикаспийской впадины (на примере Забурунского месторождения):

1 - залежь нефти; 2 - предполагаемое направление миграции флюидов; 3 - сейсмические отражающие горизонты; 4 - тектонические нарушения