УДК 553.982 (=0,2) (470.56)

Закономерности размещения залежей нефти в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба

И.А. ДЕНЦКЕВИЧ, В.А. ОЩЕПКОВ (ВО ИГиРГИ)

Многочисленными исследованиями в разных районах Волго-Уральской НГП установлено зональное строение Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП), обусловленное ее стадийным развитием. Зародившись в виде некомпенсированной региональной структуры в позднефранское - раннефаменское время, прогибы, последовательно заполняясь от периферии к центру органогенными осадками, создали своеобразный, но вполне закономерный структурно-фациальный профиль своих бортовых зон. На примере Муханово-Ероховского прогиба общие черты строения бортов рисуются следующим образом. Как и повсеместно, в карбонатном цоколе прогиба выделяются три основных комплекса отложений, отвечающих трем этапам формирования: верхнефранско-фаменскому, заволжскому и малевско-кизеловскому (М.Ф. Мирчинк и др., 1965 г.). Каждый из комплексов имеет трехчленную структурно-фациальную зональность, образуя центральную (депрессионную) зону, среднюю, обрамляющую ее (бортовую рифогенную), и внешнюю (шельфовую).

Бортовые структурно-фациальные зоны концентрируют подавляющую часть нефтяных залежей прогиба. Обусловлено это, во-первых, тем, что в них значительную роль играют органогенные фации, образовавшие на определенных стратиграфических уровнях локальные биогермные тела. Последние послужили ядрами для структур облекания, сформированных в вышележащих отложениях. Во-вторых, общая мощность отложений бортового типа в 2-5 раз превышает мощность одновозрастных толщ депрессионной и шельфовой фациальных зон. И, в-третьих, именно в бортовых типах разреза наблюдается наиболее благоприятное сочетание и чередование коллекторов и покрышек.

Разновозрастные борта обрамляют центральную зону, последовательно сменяя один другой: от малевско-кизеловского возраста во внутренней части до заволжского и фаменского во внешней области прогиба (рис. 1). Морфологически более выраженной является бортовая зона заволжского возраста, менее - структуры фаменского борта. В малевско-кизеловской зоне, несмотря на наличие бортового типа разреза увеличенной мощности, локальные рифогенные массивы не установлены. Кроме того, на морфологическую выраженность и характер нефтеносности большое влияние оказали такие особенности строения Муханово-Ероховского прогиба, как широтное простирание и вовлечение его в последующий региональный южный наклон. Важнейшим следствием наклона явилось усиление амплитуд локальных поднятий южного борта, сопряженных с основными уступами во впадину. В то же время структуры северного борта оказались частично, а иногда и полностью расформированными. В связи с этим самые крупные и высоко-амплитудные ловушки образовались на южном борту прогиба.

Каждая из внешнебортовых зон может быть поделена на две подзоны: барьерно-рифовую и биогермно-шельфовую. Первая расположена во фронтальных частях бортовых зон, обращенных к депрессиям. Она сложена в основном органогенными массивными неслоистыми известняками, формирующими наиболее крупные и высокоамплитудные массивы и структуры облекания. Вторая подзона представляет переходную область от рифогенной к шельфовой. В ней по мере приближения к внешним частям зоны биогермообразование затухает, размеры ядер структур и их амплитуды уменьшаются, разрез приобретает слоистый характер. Несмотря на это, в биогермно-шельфовой подзоне формируются структуры и залежи нефти, отвечающие всем признакам объектов бортового типа, что сближает ее с барьерно-рифовой зоной и отличает от шельфовой.

В Муханово-Ероховском прогибе развиты три основных типа структур, контролирующих нефтяные месторождения: тектонический, седиментационный и смешанный. Не останавливаясь на тектонических структурах, которым соответствует преимущественно сквозной тип плановых соотношений и наличие многозалежных месторождений, рассмотрим наиболее характерный для бортовых зон и самый распространенный тип структур - седиментационный.

Промышленные скопления нефти контролируются рифогенными и биогермными массивами, широко развитыми в бортовых отложениях фаменского и заволжского возраста. Как правило, сами массивы нефти не содержат, но служат основанием для структур облекания. Отсюда очевидно, что особенности площадного и интервального распределения залежей УВ в бортовых зонах прогиба определяются размещением биогермных тел. Плотность и интенсивность биогермообразования, обусловленные при-надлежностью к той или иной зоне, лежат, таким образом, в основе распределения нефтегазоносности по разрезу и влияют на закономерности размещения зон нефтегазонакопления.

Главная (первая) закономерность заключается в том, что по мере продвижения от внутренней зоны прогиба ко все более удаленным внешнебортовым участкам нижняя граница нефтеносности смещается вниз по разрезу от пластов В₁, В₂ турнейского яруса до пласта Дф-II фаменского яруса (рис. 2).

Эта закономерность тесным образом связана с миграцией бортов прогиба во времени и пространстве. Примером могут служить практически все месторождения, относящиеся к бортовому типу. Даже самые крупные из них, но расположенные во фронтальной (барьерно-рифовой) части заволжского борта (Бобровское, Покровское, Герасимовское, Спиридоновское) имеют во франско-турнейском комплексе лишь одну залежь в верхнем пласте В₁. В месторождениях, находящихся на некотором удалении, отмечены ловушки в пластах В₁ и В₂(Коммунарское, Долговское, Курманаевское, Шулаевское и др.). Месторождения, выявленные в пределах фаменской бортовой зоны, обладают самым широким диапазоном продуктивности: от пласта В₁ до Дф-II включительно (Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Школьное, Врезовское, Богдановское, Пашкинское, Исайкинское и др.). Более того, в 1987 г. установлена продуктивность нового более глубокого горизонта в разрезе на Золотовском поднятии, что, вероятно, обусловлено проявлением позднефранского биогермообразования.

Вторая закономерность заключается в том, что самым крупным и высокоамплитудным массивам бортовых зон отвечает и максимальный диапазон нефтеносности в вышележащих отложениях. Поэтому наибольшим распространением залежей вверх по разрезу обладают барьерно-рифовые зоны южного борта. По мере уменьшения амплитуд биогермных ядер при удалении к внешним границам прогиба диапазон нефтеносности сокращается, что наглядно представлено на рис. 2 (от колонки 6 к 7, от 8 к 11, от 12 к 13, от 5 к 4 и от 2 к 1). Это явление, по-видимому, объясняется тем, что выполаживание и полная нивелировка структур наступают тем позже, чем больше первоначальная амплитуда ядра. Например, на Герасимовском месторождении залежи нефти выявлены от турнейского до каширского горизонта включительно (пласты В₁, Б₂, O-II, O-I, А₄, А₃ и А₀), на Спиридоновском - от бобриковских до башкирских, на Бобровском - от турнейских до башкирских, на Ишуевском, Коммунарском, Южно-Спиридоновском и Долговском - не выше окских отложений, а на самых малоамплитудных ( Шулаевском, Скворцовском, Донском, Южно-Субботинском, Березовском, Кушниковском, Кристалльном и многих других месторождениях) не выше пласта Б₂ или даже В₁.

На распределение нефтяных залежей в Муханово-Ероховском прогибе так же, как и на морфологическую выраженность бортовых структур, решающее влияние оказали две особенности его формирования: симметрия и асимметрия. Первая обусловлена одинаковым зональным строением противоположных бортов прогиба. В соответствии с ним проявляется закономерность увеличения диапазона нефтеносности за счет все более древних горизонтов карбонатной франско-турнейской толщи в направлении от центральных частей прогиба к его периферии. Вторая связана с воздействием позднейшего регионального южного наклона, благодаря которому северный борт и его месторождения испытали расформирующее влияние, а южный борт получил дополнительный прирост в амплитудах поднятий и значительное расширение диапазона нефтеносности вверх по разрезу (см. рис. 2).

Таким образом, размещение залежей нефти на бортах Муханово-Ероховского прогиба регулируется прежде всего закономерностями седиментационного структурообразования. Если нижняя граница нефтеносности обусловлена возрастной зональностью рифогенных тел, слагающих борта прогиба, то верхняя подчинена амплитудной выраженности структур в современном плане. Иначе говоря, скользящий характер границ нефтеносности можно объяснить сочетанием стадийно-регрессивного характера формирования бортов с региональным южным наклоном.

Установленные закономерности могут служить основой для прогноза и целенаправленных поисков нефтяных пластов в бортовых зонах прогиба. Первоочередной интерес представляют продуктивные пласты Дф-I, Дф-II, а возможно, и более глубокие в южной бортовой зоне фаменского возраста. На основании предложенной зональности в распределении нефтяных залежей необходимо ревизовать существующий фонд месторождений с целью выявления пропущенных продуктивных пластов и оценки невскрытых частей разреза.

Описанные закономерности в размещении нефтяных залежей, по-видимому, характерны и для других прогибов ККСП и могут использоваться для прогноза их нефтеносности с учетом конкретных условий.

Рис. 1. Схема размещения нефтяных месторождений в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба:

I - структурно-фациальные зоны: А - центральная; Б - внутренняя бортовая (малевско-кизеловский возраст); В-внешнебортовая заволжского возраста; Г - внешнебортовая фаменского возраста; II - подзоны: а - барьерно-рифовая; б - биогермно-шельфовая; III-нефтяные месторождения: 1- Пашкинское, 2 - Исайкинское, 3 - Школьное, 4 - Ефремо-Зыковское, 5 - Самодуровское, 6 - Березовское, 7 - Врезовское, 8 - Богдановское, 9 - Донское, 10 - Покровское, 11 - Скворцовское, 12-Шулаевское, 13-Курманаевское, 14 - Бобровское, 15 - Долговское, 16 - Коммунарское, 17 - Ишуевское, 18 - Южно-Субботинское, 19 - Герасимовское

Рис. 2. Принципиальная схема размещения залежей нефти в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба.

Продуктивные горизонты

Индексы пластов

Северная бортовая зона

Южная бортовая зона

фаменского возраста

заволжского возраста

фаменского возраста

биогермно-шельфовая

барьерно-рифовая

биогермно-шельфовая

барьерно-рифовая