ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БАШКОРТОСТАНА

Ю.В.Казанцев, Т.Т.Казанцева, M.A. Камалетдинов (Институт геологии УфНЦ РАН)

Снижение добычи нефти и газа в Башкортостане может быть приостановлена внедрением новых методик поисков залежей, основанных на современных достижениях фундаментальной науки. Исследования, выполненные учеными Отделения наук о Земле и экологии АН Республики Башкортостан и Института геологии УфНЦ РАН, позволяют считать, что второе рождение Башкортостана как нефтяного региона следует связывать не только с додевонскими образованиями, к чему сейчас склоняются многие нефтеразведчики, а по-прежнему с палеозойскими толщами, нефтегазовый потенциал которых считается практически исчерпанным. Американские нефтяники после открытия богатейших скоплений углеводородов в поясе надвигов Скалистых гор говорили, что каждый раз, когда мы думали, что у нас кончается нефть, оказывалось, что кончаются идеи. С появлением новых идей положение дел, как правило, восстанавливается.

Какие же идеи могут помочь в настоящее время вернуть Башкортостану утраченные в нефтедобыче позиции? Прежде всего, следует иметь в виду, что любая методика ведения поисковых работ эффективна до тех пор, пока существует задел фундаментальной науки по проблеме условий локализации полезного ископаемого. Открытие залежей нового типа может иметь место лишь в том случае, если есть более совершенные теоретические предпосылки. Акад. А.В.Сидоренко писал, что найти в так называемых старых добывающих районах новые месторождения, хотя эти районы более доступны для поисков, очень сложная задача, требующая научного пересмотра традиционных геологических концепций для данного района, новых научных обоснований. Очевидно, что поиски углеводородов должны опираться на информацию об их генезисе и закономерностях размещения.

Проведенный в сентябре 1994 г. в Уфе научный семинар "Проблемы генезиса нефти и газа и формирование их залежей", в котором приняли участие ведущие ученые Москвы, Санкт-Петербурга, Казани, Новосибирска, Уфы, Ишимбая, подтвердил тезис о том, что знания о закономерностях размещения залежей нефти и газа напрямую связаны с теоретическими достижениями в области происхождения углеводородов.

Известно, что добычу нефти и газа нельзя стабилизировать без прироста запасов. Хотя основным источником прироста служат новые районы, в старых остаются неоткрытыми многие залежи. Мировая статистика показывает примерную равнозначность на сегодняшний день эффективности поисков в старых и новых районах [З]. При этом важную роль в стабилизации добычи нефти и газа играют как высокая технология, так и большой фонд добывающих скважин.

К числу старых районов, нефтегазоносный потенциал которых можно оценивать достаточно высоко, относятся Предуральский прогиб и юго-восточный склон Восточно-Европейской платформы.

ПРЕДУРАЛЬСКИЙ ПРОГИБ

Начиная с 30-х гг. в Предуральском прогибе открыты многочисленные нефтяные и газовые месторождения. Вместе с тем анализ геолого-геофизических данных свидетельствует о реальных возможностях обнаружения здесь большого числа новых скоплений этих полезных ископаемых.

На территории Башкортостана Предуральский прогиб представлен двумя впадинами: Бельской на юге и Юрюзано-Сылвинской на севере, разделенными Каратауским аллохтонным комплексом. С позиций шарьяжно-надвиговой теории нами проанализирована геологическая структура севера Бельской впадины, охватывающая территорию Бельско-Лемезинского междуречья. Заново проинтерпретировано большое число временных разрезов ОГТ различных сейсморазведочных партий, работавших здесь в 1985-1987 гг. В результате подтверждены выделенные еще в 70-80-е гг. (Казанцев Ю.В., 1984) перспективные надвиговые структуры и выявлены новые, прослеженные до хр. Каратау в виде полос субмеридионального и северо-восточного простирания на десятки километров (рис. I). С глубиной надвиги выполаживаются до субгоризонтального положения. Относительные латеральные смещения по ним колеблются от десятков метров до 2 км. Вдоль фронтов надвигов выделяются поднятия высотой 100-200 м. Они асимметричны и отличаются более крутыми принадвиговыми крыльями.

В пределах Сакмаро-Икского междуречья, на юге Бельской впадины, также обнаружены многочисленные надвиги, расчленяющие пермско-каменноугольные образования на отдельные тектонические чешуи, последовательно надвинутые друг на друга с востока. Антиклинали, развитые вдвль фронтальных частей чешуи, интенсивно сжаты, имеют крутые, часто опрокинутые западные крылья (междуречье Иняка и Ассели). Отличительной особенностью их является большая длина, измеряемая десятками (до сотни) километров, при ширине 1-4 км. Поэтому в пределах чешуи на всем ее протяжении располагаются одна-две линейные складки, шарниры которых полого (под углами в доли градусов) погружаются к югу.

Дислокации, картируемые на поверхности во флишевых толщах девона - карбона, на глубине 3.0-4,5 км ограничены единой поверхностью надвига, ниже которой выделяется новый ярус чешуи. также сопровождаемый фронтальными антиклинальными складками. Нижние чешуи сложены платформенными отложениями, фациальный состав которых характерен для западных областей осадконакопления. т.е. аналогичен таковому прогиба и соседнего края платформы. Нижние чешуи представлены Саратовской, Хлебодаровской, Уразбаевской и другими надвиговыми дислокациями. продуктивность которых установлена в более северных выходах (Казанцев Ю.В., 1984). Их лобовые зоны осложнены асимметричными антиклиналями (Беркутовская, Восточно-Зириклинская, Восточно-Ургинская, Акбердинская, Абуляисовская и др.), являющимися первоочередными объектами для нефтеразведчиков (рис. 2).

ЮГО-ВОСТОЧНЫЙ СКЛОН ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

В пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы известны линейные дислокации, прослеживающиеся на сотни километров параллельно Уралу. Одни из них называются грабенообразными прогибами, другие - полосами горстовидных поднятий, К настоящему времени установлены Шарано-Туймазинская, Серафимовско-Чекмагушевская, Суллинская, Петропавловско-Илькинская, Сергеевско-Демская, Тавтиманово-Уршакская, Аскаровская и другие дислокации, трассирующиеся преимущественно прямолинейна в северо-восточном направлении на 200-230 км. Их крылья сопровождают цепочки морфологически однотипных локальных антиклинальных складок, с которыми связаны залежи нефти, локализующиеся в песчаных и карбонатных пластах среднего-верхнего девона и нижнего карбона.

Перечисленные дислокации представляют собой надвиги, одни из которых осложняют пологозалегающие толщи, другие являются реликтами рифейских рифтовых щелей, подвергшимися в палеозое тангенциальному сжатию (Казанцев Ю.В.. Казанцева Т.Т., 1981). Линейная вытянутость этих дислокаций, согласная в целом с простиранием структуры Урала, большая протяженность и закономерное возрастание амплитуд надвигания от платформы к орогену свидетельствуют о том, что их образование обусловлено теми же напряжениями тангенциального сжатия, которые создали "анатомический каркас" Урала и Предуралья. Иными словами, дислокации Уральской геосинклинали, Предуралья и Восточно-Европейской платформы созданы тангенциальными силами сжатия земной коры в этом регионе.

Новый подход в изучении строения юго-востока Восточно-Европейской платформы и переинтерпретация геофизических данных привели к обнаружению нового типа платформенных структур, морфология которых позволяет назвать их клинодислокациями выжимания. Мы считаем, что к таким структурам можно отнести некоторые линейные дислокации Бирской седловины. Так, давно известная Арланская антиклиналь, содержащая залежи нефти в терригенном нижнем карбоне. представлена серией клиновидных форм, над которыми развиты купоповидные поднятия, входящие в состав протяженного (более 100 км) вала складок высотой 50-70 м, В целом антиклинальный прогиб Арланской структуры располагается во фронте Арланского нарушения, по происхождению являющегося надвигом, а каждое его осложнение в виде отдельных куполов вызвано действием дополнительных дизьюнктивов (Боярское, Ташкинское, Нефтекамское) согласного и встречного направлений падения. Зоны нарушений выделены в толще глинисто-песчаных пород тульского и бобриковского горизонтов по аномальному увеличению мощности и присутствию в них признаков тектонического дробления (рис. 3).

Повторная интерпретация многочисленных временных разрезав в комплексе с детальным структурно-вещественным анализом данных бурения позволила обнаружить в надвиговых линейных зонах большое число малоамплитудных (до 100 м) разрывных нарушений, падающих как на запад, так и на восток. В связи с этим палеозойские образования оказались расчлененными на клиновидные формы, вложенные друг в друга и обращенные острым концом вниз. Они прослеживаются по простиранию на десятки и сотни километров, имея ширину 3-5 км и высоту 1.2-2, 0 км. Антиклинальные поднятия, сопровождающие эти структуры в виде линейного вала складок, занимают центральное место в клинодислокациях (рис. 4). Почти все они содержат залежи нефти.

Клиновидные структуры сжатия с большими амплитудами смещения выделялись нами ранее в соседней с платформой структуре - Предуральском прогибе. По данным бурения и геолого-геофизическим материалам здесь закартированы Шиханская, Курьинско-Пачгинская, Язвинско-Яйвинская. Печорская и другие клинодислокации выжимания, возникшие при надвигании в моменты интенсивного горизонтального сжатия (Казанцев Ю.В., 1984). Подобного типа структурные формы известны в Скалистых горах Предкордильерского прогиба, на Керченском полуострове Майкопского краевого прогиба (Казанцев Ю.В. и др., 1989) и в других регионах. Их образование происходила при появлении достаточного упора во франте надвига вследствие возросших сил трения, препятствовавших его продвижению. Осложняющие главную дислокацию надвиги встречного падения прорезают тело аллохтона на всю толщину. разобщая его на отдельные блоки, имеющие в поперечном сечении форму клина. Под действием горизонтального сжатия клиновидные формы выжимаются вверх, а крылья их сминаются с образованием антиклиналей в центре клина или на его краях.

Аналогичные структурные формы можно наблюдать в Татарстане в Тютюшевско-Карлинских дислокациях (рис 5). Карлинские дислокации как структуры латерального сжатия описаны давно (Казаков М.П, 1950; [2]). Исходя из структурного анализа главным элементом строения в них является надвиг, переместивший горные массы на юго-восток. Созданная надвиганием тектоническая чешуя осложнялась новыми разрывами, наклоненными согласно с главным надвигом или падающими навстречу ему. Так, среди практически недислоцированных толщ чехла платформы формировались структуры клиновидного выжимания (Казанцев Ю.В.. Казанцева Т.Т., 1992).

Клиновидные структурные формы горизонтального сжатия создавались в палеозое, тогда как в допалеозойское время на их месте существовали разрывные нарушения, возникшие в условиях растяжения (Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т., 1981), Очевидно, это могли быть грабеноподобные структуры, которые сейчас отражены на временных разрезах под клинодислокациями в виде многочисленных трещин, собранных в форму куста (см. рис. 4).

Итак. все больше появляется данных о том, что геологическое строение чехла платформы характеризуется значительно большей сложностью, чем это было принято считать, и, по сути, оно приближается к структуре сопредельных краевых прогибов.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ УРАЛА И ЗАУРАЛЬЯ

К числу новых районов на территории Башкортостана, потенциал нефтегазоносности которых оценивается достаточно высока, а изученность остается весьма слабой, относятся Урал и Зауралье.

Вопрос об их перспективности на нефть и газ получил серьезное обоснование 25-30 лет назад. когда было установлено широкое развитие здесь шарьяжно-надвиговых структур. По современным представлениям Урал - это гигантский аллохтон, имеющий сложную покровную структуру (Камалетдинов М.А.. 1974). Данные гравиметрии и глубокого сейсмического зондирования свидетельствуют о том, что архей-древнепротерозойский кристаллический фундамент платформы прослеживается под всей складчатой областью, в том числе под его эвгеосинклинальной зоной [4, 5]. Этот факт объясняется тем, что эвгеосинклинальная и миогеосинклинальная зоны Урала находятся в аллохтоном залегании, будучи шарьированными на Восточно-Европейскую платформу.

Скважины, пробуренные в области складчатого Урала, подтвердили представления о его покровном строении, обнаружив множество аллохтонных структур. На территории Уфимского амфитеатра вскрыт целый ансамбль тектонических покровов: Нязепетровский, Нижнесергинский, Демидовский и др. (Камалетдинов М.А, и др., 1981).

В северной части Башкирского антиклинория среди пород рифейского возраста известен Тараташский выход архейско-раннепротерозойского мигматитового комплекса, представляющего собой фрагмент кристаллического фундамента Восточно-Европейской платформы, лежащего аллохтонно на карбонатных породах среднего-верхнего девона (Казанцева Т.Т, и др., 1986). Крупные шарьяжные перекрытия известны в Зилаирском синклинории: Сакмарское, Кракинское. Мурадымовское и др.

Во многих пробуренных на Урале скважинах в поднадвиговых отложениях отмечены интенсивные нефтегазопроявления. свидетельствующие о возможном скоплении здесь залежей нефти и газа. К сожалению, несмотря на обнадеживающие результаты, поиски углеводородного сырья здесь прекращены Причина такого отрицательного отношения к нефтегазовому потенциалу Урала - недооценка его шарьяжно-надвигового строения [I].

Детальное изучение аллохтонных форм, их систематизация, сбалансированность структурных планов по площади и во времени, увязка по латерали и вертикали формационных комплексов привели к созданию новых геологической и структурной карт Магнитогорского синклинория Южного Урала на фактологической и теоретической основах нового шарьяжно-надвигового направления в геологии.

В пределах Магнитогорского синклинория выделены многочисленные аллохтонные формы: чешуи, пластины и покровы. Здесь запечатлены факты тектонического перекрытия одних покровов другими, чешуи и пластин покровами, а также расчешуизание покровов. В общем виде структуру синклинория можно рассматривать как сложный пакет разноразмерных покровов - синформ гетерогенного формационного выполнения. Этот пакет сформировался вследствие тектонического перемещения горных пород по латерали с востока на запад и нагромождения их в виде тектонически скученной массы.

Самой крупной и глубокопогруженной является нижняя собственно Магнитогорская синформа, обнаженная в краевых частях современного Магнитогорского синклинория. Она представляет собой сильно меланжированное при неоднократных тектонических движениях меланократовое основание океанической коры, перекрытое терригенно-карбонатными осадками девона - карбона субплатформенного типа. Последние слагают своды антиклинальных складок, обнажаясь в тектонических окнах. Наиболее крупное из них - Кизило-Уртазымское. Интерпретация геофизических материалов, свидетельствующая о неглубоком залегании здесь легких масс, а также данные глубокого бурения и геологических съемок середины 70-х гг. подтверждают такое строение.

Осадочные толщи Магнитогорской синформы следует рассматривать как объекты поисков углеводородного сырья. Они представлены в одних участках пермскими и верхнекаменноугольными молассовыми отложениями, в других - карбонатными или терригенными шельфовыми породами девона и карбона. На их возможную нефтегазоносность указывают многочисленные нефте- и газопроявления.

1. При бурении на Уральской площади Магнитогорского синклинория нефтепроявления обнаружены в известняках среднего карбона в скв.5. где в интервалах 1301.2 - 1304.9, 1370,3 -1372.7, 1398.5 - 1401,5 и 1494,0-1496.5 м по трещинам присутствовали капли густой темно-коричневой нефти.

2. По данным бурения скв. 1 Уральской площади в трещиноватых известняках березовской свиты (верхнетурнейский - средневизейский подъярусы) в интервалах 1413,2 - 1413,9, 1464.1 -1464,4, 1518,0 - 1519,5 и 2238,5 - 2242,9 м отмечались пятна жидкой светло-коричневой нефти.

3. Скв. П-12, пробуренная в 4 км к востоку от пос. Подольского при забое 948 м (кремнистые породы девонского возраста), стала фонтанировать водой с газом. В газе содержится. %: 63.3 метана, 6 этана, 0,6 пропана. 0.2 бутана, 20,3 водорода, 0,2 углекислого газа, 9,4 азота, Аналогичные газопроявления наблюдались и в скважине, пробуренной в 30 км южнее пос. Подольского.

В геологическом разрезе палезоя Зилаирского синклинория достаточно хорошо представлены породы-коллекторы. Ими могут служить ордовикские кварцевые песчаники с пористостью 30-35 %, силурийские порово-трещиноватые доломиты и известняки, кавернозные рифогенные известняки нижнего девона, терригенные и карбонатные пачки среднего и верхнего девона, терригенные граувакковые толщи верхнего девона - нижнего карбона. В последних бурением установлены интенсивные газопроявления на Асташской площади (дебит газа в процессе испытания отдельных скважин достигал 300 тыс. м3/сут). Не исключено, что применявшаяся несовершенная технология бурения помешала открытию здесь залежей промышленного значения.

МЕТОДИКА ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Многолетнее изучение геологической структуры Урала и Восточно-Европейской платформы показало, что реальная картина дислокаций включает в себя в качестве обязательного элемента разрывные нарушения. Было выявлено, что любая структура является разрывно-складчатой, в которой надвиги выступают в качестве ведущих деформаций. Все пликативные формы подчинены надвигам и отражают последующее смятие слоистых толщ. происходящее в условиях действия бокового сжатия.

Установленная закономерность в пространственном размещении надвиговых и складчатых дислокаций требует применения новых приемов ведения поисков антиклинальных ловушек углеводородов Выявлять надвиги, благодаря их большой протяженности, значительно легче, чем локальные складки, размеры которых обычно не превышают 7-15 км по длинной оси. Это дает возможность открывать нефтегазоносные структуры по более совершенному принципу: от общего к частному. Новая методика предусматривает вначале выявление и трассирование региональных надвигов, а затем картирование осложняющих их антиклинальных ловушек. Поиски структурной пары надвиг -складка могут производиться с помощью полевой геофизики, геологической и геоморфологической съемок, изучения особенностей неотектоники, дистанционными методами, а также бурением картировочных и поисковых скважин. С помощью такой методики в Башкортостане открыт ряд месторождений в Бельской и Юрюзано-Сылвинской впадинах Предуральского прогиба и на юго-восточном склоне платформы.

По морфологии антиклинали можно наметить местоположение порождающего ее надвига, который закономерно располагается со стороны крутого крыла. Соседние по простиранию складки, продолжающие данную линейную зону, обычно вытянуты в том же направлении и имеют примерно равные размеры. Своды асимметричных складок с глубиной смещаются в сторону падения поверхности надвига, а иногда выполаживаются до полного исчезновения. Следует также учитывать развитие поперечных сдвигов, нарушающих линейное размещение антиклинальных складок в плане. В сводовых частях складок нередко развиваются биогермные постройки, содержащие самостоятельные залежи нефти и газа.

Необходимо помнить, что фронтальные складки, как правило, распространены в областях, имеющих сложное чешуйчатое строение с многоярусным размещением нефтеносных структур. Для поисков поднадвиговых антиклинальных зон в таких областях целесообразно бурение глубоких опорных скважин в комплексе с сейсмическими исследованиями.

ВЫВОДЫ

Для Волго-Уральской области установлен широкий диапазон нефтегазоносности палеозойских отложений. Промышленные притоки получены в следующих породах: нижнепермских (рифогенных и депрессионных). верхне- и среднекаменноугольных (карбонатных и терригенно-карбонатных - верейский горизонт), нижнекаменноугольных (пласты С_I, С_II, С_III, С_IV, С_V, С_VI, С-Уо), верхне- и среднедевонских (карбонатных и терригенных - пласты До, Д_II, Д_III, Д_IV, Д_V, Д_VI). Открытия месторождений углеводородов известны в так называемых "грабеновых" и "горстовидных" линейных структурах, в бортовых зонах Камско-Кинельской системы прогибов, в принадвиговых асимметричных антиклинальных валах Предуралья, в рифогенных массивах бортовых зон и Предуральского прогиба.

Новыми стратиграфическими объектами поиска в Башкортостане могут явиться рифейско-вендские толщи: терригенные и карбонатные девонские и каменноугольные образования старых отработанных месторождений, пропущенные при разведке и эксплуатации; шельфовые и субшельфовые разности палеозоя, располагающиеся под надвигами Кракинского, Сакмарского аллохтонов и аллохтонов Уфимского амфитеатра; палеозойские породы Симской мульды; карбонатные нижнепермские осадки Восточно-Европейской платформы: палеозойские субплатформенные отложения Магнитогорской синформы и Зилаирского синклинория.

1. Алиев И.И., Афанасьев Ю.Т., Медведев Н.Ф. Развитие региональных работ в нефтегазодобывающих центрах СССР // Региональные исследования и новые направления поисков нефти и газа. - М,. 1992. - С. 3-16.
2. Кавееа И.Х. Тектонические аспекты оценки нефтегазоносности Западной Татарии // Геология и оценка перспектив нефтегазоносности, западных районов Урало-Волжской области. - Казань, 1983. - С. 20-31.
3. Семенович В.В. Стратегия стабилизации добычи нефти и газа // Геология нефти и газа. - 1994. - № 3. - С. 11-16.
4. Структурная схема земной коры Урала по гравиметрическим данным / А.Н.Тимофеев. А.А. Кузнецов, О.В.Беллавин и др. // Глубинное строение Урала. - М., 1968. - С. 101-108.
5. Ярош А.Я. Строение кристаллического фундамента восточных районов Русской платформы и его структурные связи с Уралом // Глубинное строение Урала. - М.. 1968. - С. 122-133

1 - область Восточно-Европейской платформы; 2 - область складчатого Урала; 3 - надвиги: а - установленные, б - предполагаемые (буквы в кружках): Кв - Ковардинский, Кс - Кисынгинский, ЗК - Зилимско-Красноусольский, ТИ - Табынско-Иштугановский, АС - Архлатышско-Саитбабинский, ШВ - Шиханско-Волостновский, Кз - Кинзебулатовский, У - Уразбаевский, Б - Белоглинский, ВБ - Восточно-Белоглинский, Км - Кумертауский, С - Саратовский, Хл - Хлебодаровский, Т - Таушский; 4 - нижнепермские рифовые массивы; 5 - антиклинальные складки, выявленные в среднекаменноугольно-девонских отложениях; 6 - антиклинальные складки, предполагаемые по данным геофизики; 7 - линия геологического разреза; междуречья: Б-Л - Бельско-Лемезинское, С-И - Сакмаро-Икское

Рис.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ САКМАРО-ИКСКОЙ ПЛАСТИНЫ (см. рис.1)

1 - надвиги (буквы в кружках): И - Ибрагимовский, Ак - Акбердинский, Дб - Дубиновский, Бг - Богдановский, Аз - Азанташский; 2 - стратиграфические границы; 3 - Сакмаро-Икская пластина

Рис.3. ПЛАН (а) И ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (б) АРЛАНСКОЙ СТРУКТУРЫ

1 - изогипсы бобриковского горизонта, м; 2 - разрывные нарушения в плане (а) и на разрезе (б) (Нф - Нефтекамское, Тш - Ташкинское, Б - Боярское, Ар - Арланское); 3 - песчаники; 4 - алевролиты; 3 - аргиллиты; 6 - известняки; 7 - углистые сланцы; 8 - скважины в плане (а) и на разрезе (б)

Рис.4. ГЕОЛОГО-СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ СЕРАФИМОВСКО-ЧЕКМАГУШЕВСКУЮ ДИСЛОКАЦИЮ ПО ПРОФИЛЮ 128516 (по О. И.Загребиной, с добавлениями)

1 - отражающие сейсмические площадки: а - уверенные, б - неуверенные; 2 - то же, коррелируемые со стратиграфическими горизонтами (В - верейским, У - бобриковским. Д - кыновским): а - достоверные, б - предполагаемые; 3 - линии разрывных нарушений

Рис.5. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ КАРЛИНСКИХ ДИСЛОКАЦИЙ (по материалам ПО "Татнефть" и "Татнефтеразведка")

1 - известняки; 2 - тектонические брекчии; 3 - породы кристаллического фундамента; 4 - стратиграфические границы; 5 - надвиги