Как известно, в регионе на позднедевон-раннекарбоновом отрезке геологической истории главенствовала Камско-Кинельская система прогибов (ККСП), заложенная на восточной окраине Русской платформы под влиянием Уральской геосинклинали (Бадамшин Э.З., 1978; [1]) и развивавшаяся вначале (длительный среднефран-турнейский этап) в режиме некомпенсированного прогибания (маломощные - до 200 м породы - доманикиты) с переходом в последующем на относительно коротком временном отрезке (до ранневизейского века включительно) в регрессивную фазу компенсационного заполнения (терригенные отложения до 400 м и более).

Известно, что рассматриваемый этап геологической истории на востоке платформы (в том числе и в ККСП) был ознаменован расцветом разновременных органогенных построек (биогермы, биостромы, рифы краевого, "срединного" и других типов) (Бадамшин Э.З., 1978; [4 ]). Поэтому даже такие сооружения со значительной долей биогенной компоненты, как Южно-Татарский, Башкирский, Удмуртский и другие выступы, именуемые чаще сводами или вершинами сводов, следует рассматривать в качестве "срединных" на региональном фоне огромного перикратонного некомпенсированного опускания востока платформы на рубеже девона и карбона, определившего структурно-фациальную зональность всего региона.

Реконструкция географической обстановки конца турнейского века (завершающая стадия фазы некомпенсированного прогибания ККСП) подтверждает максимальную дифференциацию морского дна в регионе. Именно в это время на фоне глубокопогруженных прогибов ККСП возвышалась широкая (до нескольких десятков километров) полоса краевых и барьерных массивов органогенных образований. Отдельные участки таких построек были настолько высоко подняты, что на них в последующем не накапливались осадки. Такие поля и причудливые полосы, когда, например, тульские (а возможно, и более молодые) покровные образования несогласно залегают на различных стратиграфических уровнях подстилающего разреза, во множестве разбросаны по внешней прибортовой зоне Нижнекамского и особенно Усть-Черемшанского прогибов. В таких условиях, надо полагать, и возникали те глубокие (до 150 м) и протяженные (десятки километров), порой каньонообразные "врезы", по которым потоки неслись по наикратчайшему пути в камско-кинельские прогибы (рис. 1,2).

Строение самих "врезовых" зон (в том числе и генетическая характеристика) аналогично таковому рукавообразных структур, впервые выделенных И.М. Губкиным [2]. Эта структура впервые была открыта им на Нефтяно-Шир-ванском месторождении Майкопского нефтеносного района в 1911 г. Эти исследования оказали решающее влияние на изменение всего хода разведки Майкопского месторождения и привели к установлению очень узкой зоны,оказавшейся нефтеносной [2].

Далее И.М. Губкин приводит многочисленные сведения по аналогичным структурам Восточного Канзаса в США (там они получили название "шнурковых"), залегающим в кровле сланцев Чироки пенсильванского возраста. "Шнурки" прослеживаются в длину на значительном расстоянии в 17-20 км, а в ширину-до 700м.

Остановимся на проблемах опоискования и нефтеносности "врезовых" зон в Среднем Поволжье в свете представлений И.М. Губкина. По материалам многочисленных исследований установлено, что:

а) "врезы" являлись проводниками латеральной миграции УВ из синформ ККСП в приподнятые обрамления последних, обеспечивая тем самым нефтеносность как ранневизейских толщ заполнения (терригенные коллекторы), так и приврезовых карбонатных образований турнейского (а возможно, и позднедевонского) возраста (Бадамшин Э.З.,1978; [1]). Дифференцированный генетический потенциал 300-400 м толщи заполнения в ККСП и прежде всего ее нижней основной нефтегенерационной части (елховский горизонт, 120-200 м) установлен геохимическими исследованиями (Лебедев Н.П., Смелков В.М., Бадамшин Э.З. и др., 1995);

б) "врезы" одновременно служили одним из главных путей широко развитой в регионе вертикальной миграции УВ из подстилающих отложений девона (нефтеносной, до 200 м мощности терригенной толщи и 80-100 м толщи доманикитов) в верхние стратиграфические уровни осадочного чехла (нефтеносные толщи карбона и битуминозные образования перми). Такая позиция убедительно доказывается В. Г. Кафичевым [3];

в) речная ("врезовая") система раннекаменноугольной эпохи является таким же определяющим поисковым признаком для нижнекаменноугольных залежей, каким служат грабенообразные прогибы в толще живет-нижнефранских образований при опоисковании скоплений нефти в терригенной толще девона;

г) локальными поисковыми признаками обнаружения "врезов" могут служить широко развитые участки замещения пластов-коллекторов в приврезовых зонах, способствующие возникновению зон АВПД [3];

д) для опоискования "врезов" целесообразно использовать методику построения и анализа так называемых реставрационных карт со снятым эрозионным эффектом (Бадамшин Э.З., 1978). Дело в том, что отдельные "врезы" секут различные части турнейского палеорельефа и очень часто это происходит на сводах, присводовых и крыльевых участках поднятий. В большинстве случаев на современной структурно-эрозионной планировке рельефа турнейского яруса этот факт затушевывается в силу того, что эрозионные ложбины, как правило, компенсационно заполнены нижневизейскими осадками, вследствие чего план перекрывающих звеньев осадочного чехла, по существу, отражает картину былой
(доэрозионной) геоморфологической расчлененности. Отсюда и наши предложения по указанной методике;

е) в производственных работах по выявлению и трассированию "врезов" существенна роль электроразведочных исследований (метод зондирования становлением электромагнитного поля).

1) небольшая ширина "врезов" (преимущественно сотни метров), при которой они слабо фиксируются сравнительно редкой сетью скважин, а оптимальные для нефтенакопления структурные условия (чему особенно уделял внимание И.М. Губкин) в них практически не улавливаются. Это обстоятельство предопределяет необходимость постановки целенаправленных поисково-разведочных работ во "врезах" и одновременно в межврезовых зонах, где сконцентрирована основная часть нефтескоплений в пластово-массивных залежах турнейского яруса и структурно-литологических пластовых залежах бобриковского и тульского горизонтов. В свете представлений И.М. Губкина о переходе рукавообразных залежей в нефтескопления пластового типа такое комплексное решение проблемы нефтеносности нижнекаменноугольных отложений, думается, актуально;

2. своеобразие геологического строения толщи заполнения "врезов". В одних случаях - это мощные пласты песчаников, перекрытые мощными глинисто-алевритовыми осадками, углистыми сланцами и углями, в других - тонко переслаивающиеся терригенные породы. Известны "врезы", в которых породы
   обогащены карбонатным цементом с появлением пластов известняка. Такое многообразие вещественного состава пород создает значительные сложности в нефтепоисковании и оправдывает необходимость его организации с дополнительным фондом поисково-разведочных точек;
3. все рукава-"врезы" в поперечном срезе имеют линзовидную форму с выпуклым книзу основанием и с различной формой кровли. В центральной части дельт песчаники более отсортированы и крупнозернисты, в бортах замещаются плохо отсортированными песчано-алевритовыми и глинистыми образованиями. Вниз по разрезу отсортированность улучшается, увеличивается размер зерен, отсюда и значительные дебиты скважин;

4. особенности вещественного состава и малые мощности покрышек природных резервуаров обусловливают их низкое качество, из-за чего ухудшаются условия формирования и сохранности скоплений УВ. Вместе с тем это обстоятельство предопределяет важность указания И.М. Губкина на необходимость детального изображения структуры потенциально нефтеносных пластов и горизонтов по всей трассе рукавообразных объектов с последующим их анализом в комплексе с вещественным составом слагающих отложений;
5. низкое качество покрышек и широко развитая гидродинамическая сообщаемость пластов-коллекторов в вертикальном диапазоне всего нижнекаменноугольного резервуара (третья модель эксплуатационного объекта по схеме М.М. Ивановой и др.) обусловливают необходимость внесения корректив в сетку скважин добывающего (ДС) и особенно нагнетательного (НС) фондов. В частности, создание рядов НС поперек простирания "врезов" в соответствующих геолого-нефтеносных условиях, думается, предотвратит языкообразования в процессе заводнения эксплуатационных объектов и обеспечит тем самым равномерный охват последних заводнением как по вертикали, так и в пространстве.

В связи с рассматриваемыми "врезами" расширяются перспективы нефтеносности и самой ККСП. Дело в том, что на участках впадения палеорек в указанные прогибы разрез мощной (300-400 м) толщи заполнения так называемого малиновского надгоризонта ранневизейского возраста сильно обогащен песчано-алевритовым материалом, подчас формирующим толстонаслоенный природный резервуар. Один из них, обязанный своим образованием палеорекам в смежных районах их особенно "густого" заложения (Степноозерская площадь), выделен (Бадамшин Э.З., 1978) в так называемую Тиинско-Сахчинскую структурно-фациальную зону (рис.3, 4). По данным люминесцентного анализа и визуальными наблюдениями в ней установлены нефтепроявления. Вместе с тем в толщах заполнения "врезов" на той же Степноозерской площади обнаружен ряд крупных залежей нефти. Следует сказать, что указанная структурно-фациальная зона охватывает значительную территорию длиной 90-100 км и шириной 15-20 км и пересекает южную часть Усть-Черемшанского прогиба, выходя противоположной оконечностью в западную прибортовую зону с многочисленными нефтескоплениями опять же в генетически родственных образованиях раннего визе (Зимницкое, Калмаюрское и другие месторождения нефти Ульяновской области) (см. рис. 3, 4).

В свете изложенного представляется, что обнаружение промышленных скоплений нефти во "врезовых" зонах Среднего Поволжья - дело ближайшей перспективы, и хочется думать, что эти открытия послужат еще одним вкладом в увековечивание памяти великого гражданина и ученого России - И.М. Губкина.

Литература

1. Геологическая история, строение и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов на территории Татарии и методика нефтепоисковых работ в них / В.И. Троепольский, С.С. Эллерн, Э.З. Бадамшин и др. // Геология и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов. -Казань, 1970. - С. 25-48.
2. Губкин И.М. Учение о нефти. - М.-Л.: Гос. науч.-техн. нефт. изд-во, 1932.
3. Кафичев В.Г. Условия миграции нефти в пределах Татарского свода и Мелекесской депрессии // Геология нефти и газа. - 1984. - № 8. -С.14-17.
4. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поисков /М.Ф. Мирчинк, О.М. Мкртчян, Ф.И. Хатьянов и др. -М.: Недра, 1974.

ABSTRACT

During the past decades over the territory of Volga-Urals oil/gas-bearing basin, numerous sleeve-shaped bodies formed on the eroded surface in the channels of ancient rivers, coastal gulfs, lagoons have been found. Morphologically these are most contrastingly observed in the Lower-Middle Carboniferous deposits of Middle Povolje. The structure of the incision zones is similar to that of sleeve-shaped structures firstly identified by I.M. Gubkin. Incisions appeared to be conductors of hydrocarbon lateral migration from troughs of Kamsko-Kinelsky system into the uplifted framing of the latter ones. Simultaneously, incisions served as one of main ways of widely developed in the region a vertical hydrocarbon migration from the underlying Devonian deposits. The article covers the reasons of low exploration efficiency despite of numerous oil shows in the succession of incision filling. The procedure of constructing and analysing of restoration maps without erosion effect and wide application of electric survey (method of electromagnetic field sounding) is recommended for prospecting these incisions.

Рис. 1. СХЕМА ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ ПРЕДВИЗЕЙСКИХ ВРЕЗОВ СРЕДНЕГО ПОВОЛЖЬЯ



1 - осевая зона ККСП по елховскому горизонту; 2 -"врезы"; 3 - залежи нефти в карбонатно-терригенном комплексе нижнего карбона; 4 - зоны развития коллекторов повышенной мощности в елховском горизонте и устьикской свите

Рис. 2. СХЕМА ВРЕЗОВ ПО ВОСТОЧНОМУ И ЮЖНОМУ БОРТАМ СООТВЕТСТВЕННО УСТЬ-ЧЕРЕМШАНСКОГО И НИЖНЕКАМСКОГО ПРОГИБОВ (А) И ПРИМЕРЫ ВРЕЗОВ (Б)



1 - границы ККСП (I - Усть-Черемшанского, II - Нижнекамского): а - прибортовой зоны системы прогибов, б - краевой зоны системы прогибов; 2 - изопахита терригенной толщи нижнего карбона; 3 - контуры эрозионных врезов: а - визейских, б- верейских; 4 - скважины глубокого бурения; породы: 5 - карбонатные, 6 - карбонатные нефтенасыщенные, 7 - карбонатные водонасыщенные; 8 - песчаники, алевролиты нефтенасыщенные; 9 - глины, аргиллиты; 10 - остаточное нефтенасыщение

Рис. 3. СХЕМА СТРУКТУРНО-ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ УСТЬ-ЧЕРЕМШАНСКОГО ПРОГИБА



Борта прогиба: 1 - по кровле фаменского яруса, 2 - подошве малиновского надгоризонта; 3 - структурно-фациальные зоны: А - Тиинско-Сахчинская, Б - Малиновско-Горькоовражная; 4 - нефтяные месторождения; 3 - перспективные структуры; 6 - нефтепроявления; 7 - полосовые магнитные аномалии; 8 - оси гидрохимических аномалий

Рис. 4. СХЕМА ТИИНСКО-САХЧИНСКОИ СТРУКТУРНО-ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНЫ



1 - борта Усть-Черемшанского прогиба по кровле фаменского яруса; 2 - изопахиты коллекторов радаевского и бобриковского горизонтов; 3 - область развития коллекторов малиновского и яснополянского надгоризонтов повышенной мощности; 4 -нефтяные месторождения; 5 - эрозионные "врезы" по данным электроразведки ЗСБЗ; 6 - перспективные структуры; 7 - поднятия, выявленные морфометрическим методом.