Структура ордовика северо-восточной части Прикаспийской впадины

А.Ш. НАЖМЕТДИНОВ (ЮУО ВНИГНИ)

В последние годы в связи с резким увеличением глубинности и масштабов геофизических и буровых работ в северо-восточной части Прикаспийской впадины в зоне ее сочленения со структурами Волго-Уральской антеклизы и Предуральского прогиба возникла проблема определения перспективных направлений поисков нефтяных и газовых залежей в нижней части палеозойского осадочного чехла. Здесь в пределах Соль-Илецкого палеозойского выступа выявлены Оренбургское, Бердянское, Копанское и другие месторождения, в которых залежи УВ-сырья связаны с каменноугольно-нижнепермскими карбонатными породами. Подстилающие отложения девона и ордовика вскрыты единичными скважинами и выяснение их перспектив нефтегазоносности является неотложной задачей. Результаты районирования гравитационного и магнитного полей показывают, что на территории исследований выделяется изменяющая свою ориентировку (от субмеридиональной до юго-западной) региональная ступень, отделяющая область преимущественно положительных значений от отрицательных. Такие сопряженные зоны положительных(на поднятиях) и отрицательных (в прогибах) изостатических аномалий рассматриваются как следствие волнообразной деформации земной коры под действием горизонтального сжатия [3]. О соответствии структуры поверхности фундамента региона значениям гравитационного поля свидетельствует линейная зависимость при высокой надежности коэффициента корреляции (0,93):

H_ф=– 0,1363Dg_i+ 15,

где Н_ф – глубина залегания фундамента, км; Dg_i – приведенные значения амплитуд аномалий силы тяжести. При достаточной жесткости юго-восточного угла древней Восточно-Европейской платформы горизонтальные сжимающие напряжения, приведшие к образованию субширотно ориентированного Оренбургского вала, очевидно, возникли в позднедевонско-раннекаменноугольное время при формировании наложенной Прикаспийской впадины. В это время в погружение была вовлечена северная часть впадины от Астраханско-Актюбинской зоны поднятий до Соль-Илецкого свода. При этом длина стрелы прогиба составляла около 450 км. Простые вычисления производятся для решения двухмерного варианта задачи при использовании хордовой гипотезы. Расстояние от дуги до стягивающей хорды достигает 4 км, что отвечает глубине погружения дна раннепермского морского бассейна до эпохи соленакопления [2]. Сокращение слоев северной части Прикаспийского палеобассейна при симметричной направленности векторов напряженности составляет 0,04–0,05 км; для Оренбургского вала сжатие в поперечном направлении или, другими словами, превышение огибающей поднятие дуги над ее горизонтальным проложением равно 0,03–0,04 км, т. е. сходимость результатов расчетов вполне удовлетворительная, что подтверждает взаимосвязь этапов формирования инверсионной структуры палеозоя Оренбургского вала и возникновение Прикаспийского бассейна в девонско-раннекаменноугольное время. В это время вертикальные движения погружающейся Прикаспийской впадины трансформировались в горизонтальные сжимающие усилия и вдоль бортовой зоны возникли достаточно крупные валообразные поднятия (Кошинский, Оренбургский), ориентированные перпендикулярно к радиусу зоны погружения.

Наиболее древние отложения, вскрытые в пределах Оренбургского вала,– породы ордовика. В волновом поле кровля ордовика фиксируется опорным отражающим горизонтом S, который, являясь непрерывно прослеживаемой границей несогласия, делит разрез на каменноугольно-нижнепермский карбонатный и нижнепалеозойский терригенный. В глубокозалегающей части осадочного чехла прослеживаются субгоризонтальные протяженные оси синфазности, характеризующиеся изменчивой амплитудой и переменной частотой. Характер записи напоминает сейсмофации морского генезиса, что подтверждается и результатами бурения. Так, по данным С.П. Макаровой (1985 г.), ордовикские отложения представлены терригенными мелководно-морскими породами от песчано-алевритовых до алевролито-глинистых с незначительными примесями известняков и доломитов.

На основе анализа и обобщения сейсмических материалов МОГТ впервые для рассматриваемой территории составлена схема структуры поверхности отложений ордовика (рис. 1), где достаточно отчетливо выделяется крупное положительное поднятие с амплитудой до 1500 м, оконтуриваемое, как минимум, изогипсой –4000 м и ограниченное с северо-запада тектоническим нарушением. Свод его залегает на глубине менее 2700 м. Здесь, как известно, отложения девона полностью выпадают из разреза.

Согласно проведенным исследованиям, нефтегазоматеринский потенциал каменноугольно-нижнепермских пород, вскрытых в пределах Оренбургского месторождения, недостаточно высок, и имеющиеся запасы УВ не могли образоваться на месте. Предполагается наличие очагов генерации УВ на прилегающей к Соль-Илецкому выступу территории Предуральского прогиба, Бузулукской и Прикаспийской впадин в нефтегазоматеринских толщах девона – нижней перми. Однако, исходя из схемы латеральной миграции, трудно объяснить отсутствие залежи УВ на Каменном поднятии, расположенном в цепи антиклинальных ловушек Каменное - Бердянское – Копанское – Северо-Копанское, причем три последние структуры являются месторождениями, в которых запасы нефти и газа сосредоточены в среднекаменноугольно-нижнепермских отложениях. На Бердянском, Северо-Копанском, Нагумановском и других месторождениях северной бортовой части Прикаспийской впадины отмечаются плохая гидродинамическая связь и прерывистость коллекторов, блоковое строение структур [1]. Уже к концу девонского –началу каменноугольного времени регион приобрел современные черты строения. Наличие подтвержденного сейсморазведкой МОГТ севернее Оренбургского вала разлома, Илекско-Яйсанской и Иртек-Илекской флексур, секущих Соль-Илецкий выступ, существенно ограничивало процесс латеральной миграции из окружающих Оренбургский вал депрессий.

Роль вертикальной миграции УВ в свете вновь полученных данных существенно возрастает. Сейсмические материалы позволяют прогнозировать подошву нижнего палеозоя в районе исследований на глубину до 8 км. Предполагается, что мощность пород ордовика достигает 5 км и более (рис. 2). Тогда объем захороненного и погруженного до термобарических условий преобразования ОВ будет весьма значительным. Несомненно, совместно с тектоническими процессами формирования структурного облика региона и погружением нефтегазоматеринских пород на значительные глубины происходила периодическая активизация очага нефтегазогенерации за счет возникновения и развития различного типа тектонических нарушений, по которым газовые флюиды мигрировали из земных недр. В свою очередь, глубинные флюиды являлись тепломассопереносчиками и катализаторами растворения УВ с последующей их миграцией вверх до ловушек различного типа. Связь нефтегазоносности с газофлюидным потоком подтверждается промышленными концентрациями гелия в газе Оренбургского месторождения, неоднократно превышающими фоновую для палеозойских пород. В подстилающих продуктивную толщу отложениях выявлены многочисленные следы битумов. О проницаемости отложений ордовика свидетельствуют притоки воды, полученные в скв. 501 Оренбургской и 85 Бердянской. В скв. 110 Предуральской ордовикские отложения представлены мощными (до 10 м) пластами песчаника, перемежающимися со слоями аргиллитов, алевролитов и известняков. Коллекторские свойства песчаников характеризуются достаточно хорошими показателями: пористость 6–7 %, проницаемость до 8·10^-3 мкм².

Обращает на себя внимание совпадение в плане тектонического окна в девонском покрове с газоконденсатной залежью в каменноугольно-нижнепермских отложениях Оренбургского вала, где продуктивная толща находится в контакте с ордовикскими образованиями. Несомненно, размыв девонских и частично нижнекаменноугольных отложений в своде вала привел к расформированию и уничтожению возможных нефтегазовых скоплений. Однако не следует отрицать и положительную роль тектонического окна, через которое происходила более интенсивная эмиграция УВ из нижележащих толщ, чем за пределами свода, где этому препятствовали промежуточные низкопроницаемые отложения. К востоку и югу от Оренбургского вала ордовикские отложения перекрыты нижнеэйфельскими доломитами с прослоями глинистых пород, максимальная мощность которых в скв. 85 Бердянской составляет 350 м. Проницаемость этих пород имеет в основном локальный характер и связана с тектонически активными зонами. Полученные Оренбургской геофизической экспедицией сейсмические материалы подтверждают наличие в Копанско-Бердянской зоне тектонических нарушений, рассекающих отложения девона. Очевидно, разрывные нарушения способствовали созданию благоприятных возможностей для миграции УВ-флюидов и формирования в вышележащих отложениях месторождений нефти и газа.

Исследования показывают, что распределение залежей нефти и газа в северной части Соль-Илецкого свода закономерно связано с зонами палеотектонической активности и размывов в подстилающих породах. В свою очередь, процессы формирования залежей одновременно происходили на склонах Оренбургского вала и прилегающей территории за счет наличия ловушек в глубокозалегающих отложениях под ненарушенными и сохранившимися от эрозии пластами-покрышками. Поэтому обнаружение локальных структур и перспективных комплексов пород в додевонских отложениях является важной задачей нефтегазопоисковых работ в северо-восточной части Прикаспийской впадины.

По сейсмическим материалам, в погруженных участках Предуральского прогиба выделяются не изученные бурением комплексы отложений, занимающие промежуточное положение между вскрытыми на приподнятых участках (скв. 85 Бердянская, 110 Предуральская) карбонатными породами нижнего эйфеля и терригенными толщами ордовика. В палеотектоническом отношении это, очевидно, результат плащеобразного перекрытия и нивелировки раннепалеозойского рельефа продуктами сноса с позднекаледонских поднятий Южного Урала, когда этап тектонической активизации был кратковременным и незавершенным [4]. В пределах западного борта Предуральского прогиба выделяются сейсмофациальные комплексы в низах девонских отложений, образующие благоприятные структурные формы для сохранения УВ-залежей.

Таким образом, изучение новых геолого-геофизических материалов в северо-восточной части Прикаспийской впадины показывает, что тектонические критерии нефтегазоносности глубокозалегающих отложений палеозоя складывались в основном благоприятно для формирования и сохранения месторождений нефти и газа. Для более полного освоения источников топливно-энергетических ресурсов необходимо продолжить исследования древних толщ с целью выявления и подготовки структур и ввода их в глубокое бурение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Зимин Ю.Г. Залежи нефти и газа северной бортовой части Прикаспийской синеклизы // Геология нефти и газа.– 1987.– № 5.– С. 35–39.
2. Комиссарова И.Н. Основные черты древнего и современного соленакопления на территории Прикаспийской впадины/ / В кн.: Новые данные по геологии соленосных бассейнов Советского Союза,– М.: Наука.– 1986.– С. 171 – 179.
3. Кропоткин П.Н., Ефремов В.Н., Макеев В.М. Напряженное состояние земной коры и геодинамика // В кн.: Геотектоника.– 1987.– № 1.– С. 3–24.
4. Хаин В.Е. Региональная геотектоника. Внеальпийская Европа и Западная Азия.– М.: Недра.– 1977.

Abstract

On the basis of analyzing geological-geophysical data, the patterns of structure and thickness of the Ordovician are constructed. The relationship between the formation stage of the Pre-caspian depression and the origin of bordering swell-shaped uplifts is substantiated. Petroleum prospectivity of deep Paleozoic strata is being proved.

Рис. 1. Структурная схема поверхности ордовикских отложений Оренбургского вала:

1 – изогипсы, м, 2 – граница распространения отложений, 3 – тектонические нарушения

Рис. 2. Схема мощности ордовикских отложений:

1 – изопахиты, м, 2 – граница распространения отложений, 5 – граница Соль Илецкого выступа