По мере возрастания изученности Оренбургской области - одного из перспективных районов Волго-Уральской НГП - все большее значение при геологоразведочных работах приобретают залежи УВ, связанные с ловушками неантиклинального типа. Основные трудности при поисках связаны с неопределенностью их местоположения. Проблема разработки поисковых критериев этих ловушек становится все актуальнее.

Наличие в палеозойском осадочном чехле рассматриваемого региона многочисленных перерывов в осадконакоплении и размывов позволяет полагать, что среди неантиклинальных, ловушки стратиграфического типа должны иметь наиболее широкое распространение.

Ловушки этого типа могут формироваться на площади распространения стратопары (коллектор - покрышка) только на участках, где отмечается угловое несогласие между ними.

B палеозойском разрезе региона известно несколько подобных стратиграфических пар. Наиболее значительными из них являются карбонатные коллекторы турнейского и башкирского ярусов и перекрывающие их с размывом терригенные сильно глинистые отложения визейского яруса и верейского горизонта соответственно. Максимальные перспективы связаны с турнейско-визейской стратопарой. В турнейских коллекторах Оренбургской области сосредоточено 28 % залежей нефти региона. За пределами осевых частей прогибов Камско-Кинельской системы визейские терригенные образования залегают на турнейских с перерывом в осадконакоплении и размывом. (Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы.- М.: Наука.- 1979.)

До настоящего времени изучению предвизейского размыва не придавалось особого значения. На территории Оренбургской области был известен единственный пример существенного размыва турнейских отложений - Ибряевский “врез” (М.Н. Чикин, 1980 г.), секущий турнейские слои в северо-западном направлении. Во врезе продуктивный пласт Т1 разрушен на значительную глубину и перекрыт с большим угловым несогласием глинистыми отложениями визейского возраста. Вдоль южного борта вреза образовалась высокоамплитудная (до 30 м) ловушка стратиграфического типа, с которой связано Ибряевское месторождение нефти. Врез был обнаружен по увеличенной мощности терригенных сильноглинистых визейских отложении в скв. 102, 112, 113, 118 Ивановской площади. В связи с большим контролирующим значением вреза были предприняты попытки проследить его по простиранию. При этом исходили из представления, что увеличение мощности терригенных визейских отложений является диагностическим признаком вреза. Однако проследить Ибряевский врез по этому признаку не удалось.

Ними выполнен анализ материалов глубокого бурения в восточной части Муханово-Ероховского прогиба (МЕП) и на смежной территории Восточно-Оренбургского структурного выступа. В результате исследований установлено, что увеличение мощности терригенных визейских отложений не является определяющим признаком вреза, так как это отмечается не только во врезе, но и на его борту в виде прибрежных намывных образований - баров (скв. 100, 101, 115, 124 Ивановской площади). Прибрежные бары в отличие от участков увеличенных мощностей в самом врезе сложены преимущественно алевролитами, песчаниками, глинистыми алевролитами русловой фации. Первично-седиментационная дифференциация по мощностям терригенных визейских отложений во врезе и на его бортах, вероятно, была усилена постседиментационным уплотнением. Мощность более грубообломочных отложений русловых фаций независимо от палеорельефа при этом сократилась в меньшей степени. Процесс постседиментационного уплотнения, видимо, обусловил образование нетектонических структур (“обдавливание”) в самой терригенной толще, что необходимо учитывать при поисках в них залежей нефти.

Нам удалось разработать специальную методику выделения предвизейского размыва и определения его амплитуды с точностью до 1 м. В отличие от существующего метода приблизительной оценки амплитуды размыва по мощности компенсирующей толщи нами была использована эродированная толща турнейских известняков. Установлено, что верхнетурнейские отложения, особенно черепетский и кизеловский горизонты, представляют собой тонкостратифицированную толщу. Прослои глинистых известняков среди чистых пористых разностей являются надежными реперами, прослеживающимися на десятки и сотни километров. Основой методики является тщательная корреляция верхнетурнейских слоев, наиболее эффективна она при использовании каротажа скважин в масштабе записи 1:200. При этом основное значение имеет радиоактивный каротаж.

На первом этапе работы при анализе каротажных диаграмм всех скважин были установлены эталонные, наиболее полные разрезы турнейского яруса в различных частях исследованного района. К ним отнесены все разрезы с размывом 1 м и менее. При сравнении полных разрезов турнейского яруса из различных районов Оренбургской области (за исключением бортовой зоны МЕП) установлено весьма близкое их сходство. Региональное изменение мощности слоев не искажает их корреляции, поскольку оно незначительно. На следующем турнейские разрезы всех прочих скважин послойно прокоррелированы с ближайшими эталонами снизу вверх, к границе с визейским ярусом. Всего в изученном районе проанализировано 604 поисковые и разведочные скважины, пробуренные на 27 месторождениях и 47 непродуктивных структурах. Таким способом установлены интервалы выпадения из разреза турнейских слоев.

По изложенной методике был детально изучен Ибряевский врез, а также выявлены подобные эрозионные структуры на Графском, Апрельском, Осиновском, Умирском, Донском, Токском, Горном, Пономаревском и других месторождениях и ряде “пустых” поднятий. Установлено, что турнейские отложения практически повсюду на изученной территории размыты. Однако на 55 % площади глубина размыва не превышает 1 м. Такой размыв имеет лишь принципиальное значение для выделения турнейско-визейской стратопары, угловое несогласие между покрышкой и коллектором при этом недостаточно для образования стратиграфической ловушки. На 45 % изученной территории предвизейский размыв образует систему палеорусловых эрозионных структур (ПРЭС) северо-западного и северо-восточного простираний глубиной свыше 1 м. Выделены две формы ПРЭС: каньонообразная и террасовая.

Первая из них характеризуется значительной протяженностью по одной оси при относительно малых размерах по другой, глубина размыва превышает 3-5 м. Эта форма ПРЭС занимает 20 % площади, Протяженность отдельных ПРЭС превышает 70 км при ширине 1-3 км. По простиранию ширина и глубина каньонообразных форм могут резко меняться. Глубины каньонообразных форм достигают 17 на Ивановской (скв. 113), 31 на Боровской (скв. 156) и 50 м на Донской (скв. 22) площадях. Каньонообразная форма ПРЭС обеспечивает максимальные угловые несогласия между покрышкой и коллектором и максимальные амплитуды стратиграфических ловушек.

Местами ПРЭС приобретает террасовидный облик с глубинами разрыва 1-3 м, большой шириной (4-6 км) и незначительной длиной (5-10 км). Эта форма развита по бортам или на сочленениях каньонообразных элементов различных простираний и занимает 25 % изученной территории.

Незначительные глубины и отсутствие резких форм размыва на террасовых элементах ПРЭС обусловливают формирование стратиграфических ловушек небольших амплитуд. С этой формой ПРЭС связано четыре из 27 (15 %) турнейских месторождений нефти

Палеорусловые эрозионные структуры, постепенно расширяясь и углубляясь в западном направлении, сочленяются с центральной впадиной МЕП предвизейского возраста Последняя служила областью разгрузки палеопотоков. Не вызывает сомнений то, что эрозия шельфовой части турнейских отложений за пределами центральной впадины МЕП происходила в условиях суши. О палеогеографических условиях предвизейского времени в районе борта центральной впадины МЕП можно лишь предполагать

По некоторым данным (Р.О. Хачатрян, 1979 г), седиментационные склоны предвизейской центральной впадины МЕП погружались к центру последней под углом около 10°. Такой уклон должен был привести к весьма интенсивному эрозионному воздействию палеопотоков на турнейские отложения и “отступанию” карбонатного склона впадины от центра. Вследствие неравномерности эрозии могли возникнуть останцы турнейского седиментационного борта. Нефтеносность их должна быть выше таковой эродированных участков борта по двум причинам: 1) сохранение в останцах наиболее хороших коллекторов верхов турнейского яруса; 2) возможность формирования на склонах останцов стратиграфических ловушек с большими амплитудами. Одним из подобных останцов, возможно является Покровский структурный выступ, контролирующий залежь нефти пласта Т1.

Изложенная концепция показывает, что в центральной впадине МЕП и на склонах турнейского борта под визейскими отложениями, а возможно, и среди них должна находиться фация переотложенных турнейских карбонатов. Вероятно, такие образования встречены в разрезах скв. 1, 2, 11, 14, 17, 25-27, 29, 42, 50, 156, 157 Боровской площади. В описываемом районе размещение ПРЭС показывает, что главную роль в заложении эрозионных структур играли особенности геологического строения турнейских отложений. Каждая из каньонообразных ПРЭС идентифицируется с геологическими объектами второго или совокупностью объектов третьего порядков, существовавших в период предвизейской эрозии. Строение и геологическая характеристика каньонообразных ПРЭС разных простираний резко различны.

1. ПРЭС северо-западного простирания. В изученном районе установлено три подобных структуры: северная, или Большекинельская, центральная - Ибряевско-Березовская, южная - Токская. Перечисленные ПРЭС расположены субпараллельно с шагом (расстоянием между осевыми линиями) в 36 км. К каньонообразным формам ПРЭС этого простирания в рассматриваемом районе относятся 25 из 27 (93 %) турнейских месторождений нефти.

Большекинельская ПРЭС полностью совпадает с флексурой или осевой частью одноименного вала - тектонической структурой второго порядка, генетически связанной с глубинным сбросом допалеозойского заложения. К концу турнейского века амплитуда крутого крыла вала составляла около 60 % от современной. Локальные поднятия турнейских слоев, контролирующие Ашировское, Измайловское, Южно-Измайловское, Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Северо-Самодуровекое турнейские месторождения нефти, в разной степени эродированы.

Ибряевско-Березовская ПРЭС не имеет крупного тектонического аналога, но приурочена к значительной зоне локальных поднятий, контролирующих 13 турнейских месторождений нефти. По данным бурения, общим для всех локальных поднятий Ибряевско-Березовской структурной зоны является наличие северного погружения, часто осложненного разломом турнейских слоев (три Ибряевских купола, Графское, Умирское месторождения; рис. 1, рис.2). Многие из поднятий зоны слабо разбурены и их приуроченность к разломам неясна. Уместно допустить, что вся структурная зона обусловлена региональным сбросом с опущенным северо-восточным крылом. Амплитуда сброса в турнейских отложениях около 20 м.

Кинематически тектонический блок, заключенный между Большекинельским глубинным и Ибряевско-Березовским региональным сбросами, является грабеном.

Токская ПРЭС представляет собой наиболее мощную по ширине и амплитуде эрозионную структуру. Известен лишь участок ПРЭС в районе Токского, Донского, Горного, Руслановского и Кристального месторождений, связанных с одноименными поднятиями. По данным бурения, северо-восточные крылья Горного, Токского и Руслановского поднятий осложнены сбросами северо-западного простирания. По сбросам опущены северо-восточные крылья с амплитудами 20-30 м. Вероятно, перечисленные поднятия являются элементами крупной тектонической зоны с развитой сбросовой тектоникой.

Морфология сбросов в Ибряевско-Березовской и Токской структурных зонах единая: в каждом тектоническом блоке этих зон приподнят северо-восточный и опущен юго-западный край на фоне регионального юго-западного погружения с градиентом 8 м/км. С приподнятыми и частично размытыми северо-восточными краями тектонических блоков в рассмотренных структурных зонах связаны Ибряевское, Умирское, Графское, Токское, Руслановское, Горное месторождения нефти.

О природе многих других локальных поднятий, контролирующих турнейские залежи нефти, нельзя судить определенно из-за недостаточной изученности. С одной стороны, эти турнейские поднятия находятся в пределах заволжского борта МЕП и могут быть структурами облекания рифов соответствующего возраста, с другой, тонкая и выдержанная слоистость верхнетурнейских отложений противоречит идее облекания. Кроме того, система локальных поднятий Ибряевско-Березовской зоны северо-западного простирания пересекает борт МЕП и позволяет предположить тектоническую природу всей зоны, с которой совпадает Ибряевско-Березовская ПРЭС.

Таким образом, заложение ПРЭС северозападного простирания, вероятно, предопределено региональными тектоническими раз ломами сбросового типа.

2. ПРЭС северо-восточного простирания. В регионе выделено семь подобных ПРЭС, расположенных субпараллельно с шагом 16-20 км. В изученном районе к этой системе ПРЭС не приурочено ни одной турнейской залежи нефти. Повсеместно ПРЭС этого простирания характеризуются большей прямолинейностью, меньшими широтой и глубиной, чем ПРЭС северо-западного (см. рис. 1, рис. 2). На хорошо разбуренных участках Ибряевского, Графского и Умирского месторождений видно, что эти ПРЭС развивались вдоль разломов. Вертикальные амплитуды последних составляют 5-10 м, горизонтальные достигают, вероятно, 4 км. Сдвиговая природа разломов северо-восточного простирания подтверждается смещением по ним в одном и том же направлении не только субширотных структур Ибряевско-Березовской структурно-тектонической зоны, но и участков Большекинельского вала. Возможно, эти разломы относятся к той же системе, что и разломы, с которыми связаны девонские грабенообразные прогибы.

Таким образом, вся система ПРЭС является результатом регионального эрозионного процесса, развивавшегося в турнейских отложениях по тектонически ослабленным зонам. В подобных зонах механическая прочность пород понижена за счет трещиноватости, и они легче поддаются эрозии. С ПРЭС северо-западного простирания связано 93 % известных турнейских месторождений нефти. Это обусловлено тремя факторами: 1) в пределах ПРЭС обеспечено достаточное угловое несогласие коллектора и покрышки, а, следовательно, наличие стратиграфической ловушки; 2) палеорусловый размыв турнейских отложений, по-видимому, способствовал выветриванию последних, развитию в них вторичной пористости, кавернозности, формированию повышенных коллекторских свойств пород; 3) стратиграфические экраны северо-западного простирания максимально эффективны, поскольку совпадают с региональным простиранием турнейских слоев.

Четкая пространственная связь турнейских месторождений нефти с ПРЭС северозападного простирания позволяет предположить, что последние являются поисковым критерием. Положение залежей нефти можно прогнозировать по соотношению ПРЭС с региональной структурой продуктивных пластов T1 и Т2 турнейского яруса.

На размытых участках поверхность турнейского яруса сечет его внутренние слои. В связи с этим на участках развития ПРЭС структурный план поверхности турнейских отложений не является достаточным основанием для заложения поисковых и разведочных скважин. Для оценки структуры турнейских продуктивных пластов следует строить карты поверхности глинистого известняка, залегающего на 10 м ниже кровли яруса, или карты поверхности продуктивного пласта Т2. Возможно, недостаточно высокая эффективность сейсморазведки в рассматриваемом районе (50 %) объясняется именно тем, что отражающий горизонт Т характеризует структуру поверхности турнейского яруса.

1. Предвизейские эрозионные процессы наложены на региональные тектонические зоны (разломы), активные в период эрозии.
2. Палеорусловые эрозионные структуры северо-западного простирания являются новым поисковым критерием залежей нефти в турнейских отложениях. ПРЭС обеспечили формирование высокоамплитудных стратиграфических ловушек и, возможно, вторичных коллекторов.
3. Практически все турнейские месторождения нефти в изученном районе расположены в пределах ПРЭС северо-западного простирания.
4. Методика выделения ПРЭС может оказаться применимой к другим интервалам разреза и районам, где эродируемые слои выдержаны по латерали достаточно для уверенной корреляции.
5. На участках развития ПРЭС сейсморазведка имеет низкую эффективность, вероятно, в связи с тем, что отражает структуру поверхности турнейского яруса, которая не соответствует структурным планам продуктивных горизонтов Т1 и Т2.

Large development of рге-visean erosion paleo-channel form at Muchanovo-Elochovski trough eastern closure is shown. Paleochannel erosion structures caused formation of stratigraphic traps of great amplitude in tournaisian deposits. 93 % of known tournaisian oil fields are connected with stratigraphic and combination traps. Revealed phenomenon may serve as a new prospecting criterium for oil fields in tournaisian deposits.

1 - схема сочленения эрозионных структур с палеовпадиной центральной части МЕП, существовавшей в предвизейское время; II схема расположения геологических профилей А, Б, В; а - территории с глубиной размыва не более 1 м, б - изолинии глубины размыва турнейскнх отложений, м, в месторождения нефти в турнейских отложениях (1 Боровское, 2 - Умирскос. 3 - Апрельское, 4 - Графское, 5 - Ибряевское, 6 - Кристальное, 7 - Донское, 8 - Токское, 9 - Руслановское, 10 - Горное, 11 - Ашировское, 12 - Измайловское, 13 - Южно-Измайловское, 14 - Ефремо-Зыковское, 15 - Северо-Самодуровское, 16 - Самодуровское), г - разломы, предполагаемые по геологическим данным; д - флексура Большекинельского приразломного вала; е - эродированный объем турнейскнх отложений; ж - терригенные образования визейского возраста

1 - известняки плотные малоглинистые, 2 - терригенные образования нижневизейского возраста, 3-глинистость пород, 4 - нефтенасыщенне, 5 - водонасыщенне, 6 - литологические замещения пород. 7 - поверхность размыва. 8 - предполагаемые разломы