ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В ПРЕДЕЛАХ КАРАСАЛЬСКОЙ МОНОКЛИНАЛИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Б. Д. СОЛОВЬЕВ, Н. И. НЕМЦОВ (ВНИГНИ), В. А. ШАЙДАНОВ, С. И. ФИЛИН (ЦЕНТРГЕОФИЗИКА), В. Э. БЕМБЕЕВ (КАЛМНОФТЕГАЗРАЗВЕДКА)

Территория, расположенная на юго-западе Прикаспийской впадины и ограниченная с запада Воронежским массивом, а с юга кряжем Карпинского, известна в литературе как Карасальская моноклиналь. В последние годы в ее пределах выполнен комплекс геолого-геофизических исследований, позволивших получить объективное представление о геологическом строении этой части Прикаспия и наметить обоснованный план дальнейших исследований.

В строении Карасальской моноклинали, как и всей Прикаспийской впадины, выделяются надсолевой и подсолевой структурно-формационные мегакомплексы. Основным объектом исследований является последний. В результате бурения в пределах Карасальской зоны и ее западного бортового ограничения на ряде площадей из подсолевых нижнепермских отложений получены притоки УВ (таблица). Наибольший интерес представляют данные работ на Южно-Плодовитенской площади, где получен значительный приток малосернистой нефти.

Вскрытые залежи характеризуются небольшими запасами, однако, их обнаружение имеет принципиальное значение с точки зрения подтверждения высокой оценки перспектив нефтегазоносности подсолевого мегакомплекса Карасальской зоны. В его строении выделяются несколько структурно-формационных комплексов, по поверхности или подошве которых картируются опорные отражающие горизонты: П'_I (по поверхности нижнепермского подсолевого карбонатного комплекса), П_I (по поверхности московско-верхнекаменноугольного терригенного комплекса), П_II (по поверхности фаменско-башкирского карбонатного комплекса), П_III (по подошве фаменско-башкирского карбонатного комплекса) и П_IV (предположительно по подошве девонских отложений). Анализ полученной геолого-геофизической информации с учетом результатов поисково-разведочных работ в смежных районах западной бортовой зоны (Волгоградское Поволжье) и Астраханского свода позволяет выделить в составе подсолевых комплексов в качестве нефтегазоперспективных нижнепермскую, визейско-башкирскую, франско-турнейскую карбонатные и эйфельско-нижнефранскую терригенно-карбонатную толщи.

Перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений ограничены, так как на большей части территории Карасальской моноклинали (к востоку от нижнепермского карбонатного уступа) их мощность резко сокращена (от 800–900 до 20–100 м) и представлены они в основном глинисто-карбонатными породами. Поверхность подсолевых отложений нижней Перми ступенеобразно, но в целом моноклинально, погружается от бортового уступа в глубь Прикаспийской впадины от 3,5 до 5,5 км и более, образуя на отдельных участках локальные поднятия по горизонту П'_I. Эти поднятия в большинстве случаев, как показывают результаты бурения на Уманцевской, Городовиковской, Южной и других площадях, связаны с локальными увеличениями мощностей сульфатно-карбонатных пород в низах соленосной толщи кунгурского яруса (филипповский горизонт). Однако на отдельных участках Карасальской моноклинали не исключено соответствие этих поднятий рифовым постройкам раннепермского возраста внутрибассейнового типа [2]. Это предположение подтверждают вскрытия нижнепермских водорослевых (скв. 2 Карасальская) и органогенно-обломочных (скв. 1 Южно-Плодовитенская) известняков скважинами, значительно удаленными (15–20 км) от кромки раннепермского карбонатного палеошельфа.

Данные сейсморазведки позволяют предполагать широкое развитие фаменско-башкирского карбонатного комплекса в пределах Карасальской зоны. Они вскрыты бурением на Южно-Плодовитенской (скв. 3) и Сергиевской (скв. 2) площадях мощностью соответственно 225 и 500 м и представлены известняками светло-серыми органогенно-обломочными, плотными, трещиноватыми. Кровля рассматриваемого карбонатного комплекса (горизонт П_II) погружается с северо-запада на юго-восток с 4–4,2 до 6,5–7 км, образуя четыре ступени: Алексинско-Сергиевскую, Южно-Плодовитенско-Западно-Алексеевскую, Аксайско-Степновскую и Грязновско-Южно-Аршань-Зельменскую (рис. 1). Ступени осложнены одноименными зонами валообразных поднятий и в сглаженном виде отражаются в структуре вышележащих отложений по горизонту П'_I.

По сейсмическим данным намечается не только субмеридиональная структурная, но и фациальная зональность верхнедевонско-среднекаменноугольных карбонатных отложений (рис. 2). В пределах Южно-Плодовитенско-Западно-Алексеевской террасы возможно развитие крупного карбонатного массива указанного возраста. К западу и востоку от него предполагается замещение шельфовых карбонатных отложений глинистыми и глинисто-карбонатными образованиями. Аналогичное замещение не исключено и в южном направлении от Западно-Алексеевской структуры.

По данным сейсмофациального анализа восточнее Плодовитенского карбонатного массива, отделяясь от него зоной развития относительно глубоководных глинисто-карбонатных отложений, располагается обширная Аршань-Зельменская область возможного развития шельфовых карбонатов, осложненных рифовыми постройками, развитыми в пределах относительно глубоководных зон.

В составе фаменско-башкирского преимущественно карбонатного комплекса можно выделить две перспективные нефтегазоносные толщи: фаменско-турнейскую и визейско-башкирскую, разделенные нижневизейскими глинами. Нефтегазоносность визейско-башкирской толщи доказана открытиями Астраханского и Лободинского газоконденсатных месторождений в районах, прилегающих к Карасальской моноклинали. На рассматриваемой территории скв. 117 Северо-Сарпинской вскрыты карбонатные коллекторы нижнебашкирского подъяруса в интервале 4326–4426 м, представленные известняками фораминиферовыми, водорослевыми, местами органогенно-обломочными, слоистыми, кавернозными, пористыми и трещиноватыми, а также доломитами. В известняках и доломитах прикамского горизонта (интервал 4371–4383 м) обнаружено присутствие густой тяжелой нефти и твердого битума в Порах, трещинах и кавернах в виде примазок. Открытая пористость карбонатных пород нижнебашкирского подъяруса 9–12 %, верхневизейского подъяруса 7, проницаемость 2·10^-3 мкм². Покрышкой для карбонатной толщи могут служить аргиллиты низов московского яруса, вскрытые на Южно-Плодовитенской площади скв. 3 и имеющие, вероятно, региональное распространение.

Фаменско-турнейская карбонатная толща в Карасальской зоне вскрыта скв. 116 и 117 Северо-Сарпинскими. Пройденная мощность отложений фаменского яруса достигает 414 м (скв. 117).

Нижнефаменский подъярус в составе задонского и елецкого горизонтов представлен терригенно-карбонатным разрезом – чередованием светлых известняков, детритовых, органогенно-обломочных, глинистых темных известняков, темно-серых мергелей, глинистых аргиллитов темно-серых до черных, светло-серых песчаников, полимиктовых, микрозернистых и алевролитов. Верхнефаменский подъярус (лебедянский и данковский горизонты) сложен, в основном, светло-серыми, известняками, органогенно-обломочными, сгустково-комковатыми, прослоями конгломератовидными, водорослево-фораминиферовыми, встречаются прослои черных аргиллитов и мергелей.

Отложения нижнего карбона вскрыты скв. 117 в составе турнейского, визейского и серпуховского ярусов, мощности которых составляют соответственно 249, 448 и 49 м. Отложения представлены в основном светло-серыми известняками, органогенными и органогенно-обломочными, детритовыми, биоморфными, иногда фораминиферо-водорослевыми, трещиноватыми. В основании визейских отложений встречены темные глинистые известняки с прослоями тонкослоистых аргиллитов.

Перспективность на нефть и газ фаменско-турнейской карбонатной толщи подтверждена результатами работ в расположенных севернее смежных районах Волгоградской области, где в карбонатных турнейских отложениях открыта нефтяная залежь на Никольской площади. В пределах Карасальской зоны зафиксированы прямые признаки нефтегазоносности отложений фаменского яруса. Здесь скв. 116 и 117 Северо-Сарпинскими вскрыты нефтенасыщенные известняки, а также песчаники мощностью до 19 м с хорошими ФЕС.

Полученные данные указывают на необходимость дальнейшего активного изучения фаменско-башкирской толщи в пределах Карасальской зоны. Наибольший интерес в этом отношении представляет крупное Южно-Плодовитенское поднятие, фиксируемое по отражающему горизонту П_III Южно-Плодовитенская структура представляет собой линейно вытянутую антиклиналь северо-восточного простирания. Протяженность структуры составляет не менее 21 км, ширина 7–8 км, амплитуда 300 м. В целом наблюдается унаследованность структурных планов Южно-Плодовитенского поднятия по горизонтам П_II и П_III (по кровле и подошве фаменско-нижнебашкирского карбонатно- го комплекса) со смещением сводовой части поднятия по горизонту П_III в северном направлении по сравнению со сводом по горизонту П_II. Глубина залегания свода Южно-Плодовитенского поднятия по горизонту П_III 5600 м.

Положительно следует оценивать перспективы нефтегазоносности пока не изученной бурением в Карасальской зоне средне-верхнефранской карбонатной толщи. Перспективность толщи обосновывается ее промышленной нефтеносностью в смежных районах Волгоградского Поволжья, где в бортовых зонах Уметовско-Линевской депрессии выявлен ряд нефтяных месторождений (Котовское, Мирошниковское и др.), приуроченных в основном к карбонатным коллекторам евлановско-ливенского горизонта. Покрышкой толщи служат глинистые и глинисто-карбонатные образования уметовско-линевского возраста. Аналог уметовско-линевской толщи, вероятно, вскрыт в нижней части разреза (Нижнефаменский подъярус) скв. 116 и 117 Северо-Сарпинских. К ее поверхности, по-видимому, приурочен горизонт П_III. Ниже горизонта П_III в Карасальской зоне, возможно, развиты терригенно-карбонатные отложения эйфельско-нижнефранского возраста, залегающие на глубинах 6,3–6,5 км и более.

Анализ тектонических и литолого-фациальных критериев позволяет высоко оценивать перспективы нефтегазоносности Карасальской зоны. По данным сейсмофациального анализа здесь выделяются рифовые сейсмофации, что позволяет рассчитывать на выявление высокоемких ловушек. Одновременно результаты обработки материалов МОГТ по Южно-Плодовитенской площади свидетельствует о значительной латеральной изменчивости вещественного состава карбонатных толщ и, следовательно, их ФЕС. В связи с этим предполагается наличие элементов литологического экранирования, что может способствовать формированию ловушек неантиклинального типа, в том числе на периферии локальных поднятий. Значительна роль разломов в формировании структур, что обеспечивает возникновение, как тектонических экранов, так и коллекторов трещинного типа. Принципиальная унаследованность структурных планов подсолевых горизонтов Карасальской зоны позволяет рассчитывать на выявление здесь многоэтажных месторождений УВ.

По данным геохимических исследований в Карасальской зоне прогнозируется развитие УВ с низким содержанием сероводорода. Результаты испытания подсолевых отложений на Южно-Плодовитенской площади подтверждают эти представления. Высокая оценка перспективности подсолевого мегакомплекса наряду с прогнозом незначительности сероводородного заражения недр выдвигают Карасальскую моноклиналь в ряд первоочередных районов проведения поисково-разведочных работ в Прикаспийской впадине.

Выявленная структурно-фациальная зональность Карасальской моноклинали определяет методику геолого-геофизических исследований, которая выражается в необходимости создания опорных пересечений вкрест простирания зоны. Рекомендуется проложение субширотно ориентированных профилей поисковых скважин. В пределах каждого профиля предусматривается заложение по одной скважине в каждой структурно-фациальной зоне с размещением их в сводах подготовленных структур. Всего для бурения на профилях рекомендуется 13 скважин проектной глубиной 5000, 5500 и 6000 м; проектный горизонт во всех скважинах – нижнекаменноугольный. На наиболее перспективных структурах предусматривается заложение скважин, зависимых от результатов бурения первых поисковых скважин.

Реализация такого подхода позволит за сравнительно короткое время опоисковать практически весь наличный фонд подготовленных структур, получить разностороннюю геологическую информацию и оценить надежность сейсмических построений. С целью оценки нефтегазоносности не изученных бурением карбонатных и терригенно-карбонатных отложений верхнего девона (франский и фаменский ярусы) и нижнего карбона (турнейский ярус) рекомендуется опережающее параметрическое бурение на наиболее крупном и достоверно подготовленном Южно-Плодовитенском поднятии (точка пересечения сейсмопрофилей 108 705 и 28 983), хорошо выраженным по всем подсолевым горизонтам, в том числе и по горизонту П_III; проектная глубина параметрической скважины 6500 м, проектный горизонт – франский ярус (кыновско-пашийские отложения).

Реализация разработанного плана позволит в оптимальные сроки оценить перспективы нефтегазоносной крупной тектонической зоны Прикаспийской впадины и сформировать здесь сырьевую базу нефтегазодобывающей промышленности.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аршань-Зельменский карбонатный палеозойский массив – перспективный нефтегазопоисковый объект юго-запада Прикаспийской впадины / А. А. Голов, Н. И. Немцов, В. Э. Бембеев, С. И. Филин // Геология нефти и газа.–1985.–№ 9.– С. 6–10.
2. Немцов Н.И. Выбор направлений поисково-разведочных работ в подсолевых отложениях юго-запада Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа.– 1984.– № 5.– С. 9–14.

ABSTRACT

Hydrocarbon-prospective sequences including Lower Permian, Visean-Bashkirian and Frasnian-Tournaisian carbonate and Eife-lian-Lower Frasnian terrigenous-carbonate rocks underlying salt are recognized within the Karasal monocline area. A linear and submeridional structu'ral-facies zonation of subsalt .deposits is established. Procedures developed for creating key sublatitudinally oriented profiles of wildcat and parametric wells are recommended.

ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ В НИЖНЕПЕРМСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ КАРАСАЛЬСКОЙ ЗОНЫ

РИС. 1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА ПОДСОЛЕВОГО МЕГАКОМПЛЕКСА КАРАСАЛЬСКОЙ МОНОКЛИНАЛИ:

1– изогипсы по поверхности верхнедевонско-среднекаменноугольных карбонатных отложений, км; 2 – разломы; 3 – современная граница Прикаспийской впадины; 4 – границы зон поднятий по кровле позднедевонско-среднекаменноугольного комплекса: I – Алексинско-Сергиевская, II – Южно-Плодовитенско-Западно-Алексеевская, III – Аксайско-Степновская, IV – Грязновско-Южно-Аршань-Зельменская; 5 – глубокие скважины: а – пробуренные, б – находящиеся в бурении, в – рекомендуемые; 6 – рекомендуемая параметрическая скважина; 7 – сейсмический профиль 108701; 8 – скважины, давшие притоки УВ; 9 – локальные структуры (цифры в кружках); 1 – Южно-Плодовитенская, 2 – Лучинская, 3 – Северо-Степновская, 4 – Дорожная, 5 – Валентиновская, 6 – Алексинская, 7 – Романовская, 8 – Шарнутовская, 9–Сергиевская, 10–Дубровская, 11–Северо-Андреевская, 12–Есауловская, 13–Западно-Алексеевская,. 14–Владимировская, 15 – Аксайская, 16 – Алексеевская, 17 – Внуковская, 18 – Веерная, 19 – Городовиковская, 20 – Степновская, 21 – Ново-Кануковская, 22–Грязновская, 23–Аршань-Гуджурская, 24–Северо-Аршань-Зельменская, 25–Южно-Аршань-Зельменская, 26–Каменская

РИС. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ 108701.

Литологические комплексы: 1–соленосный, 2–карбонатный, 3–терригенный, 4–терригенно-карбонатный, 5–глинисто-карбонатный; 6 – кристаллический фундамент; 7 – границы фациального замещения; 8 – разломы; 9 – отражающие сейсмические горизонты; 10 – геологические границы; 11–пробуренные глубокою скважины; 12 – рекомендуемая параметрическая скважина на Южно-Плодовитенской площади; ВА – Воронежская антеклиза; КЗП – Карасальская зона поднятий; СП – Сарпинский прогиб