К оглавлению журнала

УДК 551.24:553.98

ПАЛЕОТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПААИНЫ

Н.Н Гольчикова (Астраханский педагогический университет)

Известно, что нефтегазоносность территории зависит от характера проявления тектонических процессов, обусловливающего формирование нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления.

В пределах юго-западной части Прикаспийской впадины наиболее распространен среднеюрский нефтегазоносный комплекс. Люминесцентно-битуминологические исследования этих отложений, проведенные в НВНИИГГе, показали, что они могут содержать пласты, способные в определенных термобарических условиях генерировать нефть и газ в количествах, имеющих практическое значение. Этот нефтегазоносный комплекс состоит из двух литологических пачек пород: нижней песчано-алевролитовой аален-байосского и верхнейглинистой байосского возраста. Коллекторские качества песчано-алевролитового пласта достаточно высокие. На Астраханском своде его пористость превышает 20-23 %. Покрышкой для коллекторской пачки служит залегающая выше глинистая пачка байосского яруса мощностью 30-70 м. Перекрывает ее еще один возможно нефтегазоносный пласт песчаников. Наибольшая его мощность зафиксирована на Астраханском своде до 40 м. Покрышкой его является пласт глин, залегающий в кровле байосского яруса. Коллекторские свойства улучшаются к бортам впадины, в сторону их регионального выклинивания.

Эта зона улучшенных коллекторских свойств юрских отложений (рис. 1) протягивается в субширотном направлении восточное Северо-Эджинского выступа дислоцированных герцинских образований кряжа Карпинского. Южнее полосы выклинивания среднеюрский комплекс прослеживается на своде кряжа, где также характеризуется повышенными емкостными параметрами. Наиболее обширная зона повышенной мощности среднеюрских образований отмечается в южной и центральной частях Астраханского свода. На южном склоне свода при общей тенденции увеличения толщины пласта в восточном направлении выделяются отдельные аномальные участки повышенной толщины (Бешкульская, Тинакская, Разночиновская площади). Обусловлено это прежде всего первичными условиями седиментации. В центральной и восточной частях свода, где наиболее интенсивно проявился соляной тектогенез, мощность пласта в мульдах достигает 185 м. В Пустынно-Верблюжьей зоне мощность пачки уменьшается до 20-50 м.

Реализация нефтегазоматеринского потенциала среднеюрского комплекса отложений могла быть осуществлена при относительно интенсивном его погружении, вызывающем быстрое захоронение органического материала и соблюдение ряда условий, необходимых для превращения исходных веществ в нефть [4].

При исследовании палеотектонических факторов было выявлено, что залежи УВ в нефтегазоносных комплексах при одинаковых благоприятных палеогеографических и фациальных условиях приурочены к определенным участкам, характеризующимся повышенными скоростями седиментации [2, З]. Отмечена ведущая роль конседиментационного прогибания в формировании региональных нефтегазоносных комплексов. Для образования скоплений нефти и газа в одних и тех же бассейнах седиментации требуется относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения необходимых для нефтегазообразования термодинамических условий. Установлено, что нефтегазоматеринские породы юрского возраста в процессе седиментации погружались со скоростью 8-16 м/млн лет. Причем максимальные скорости конседиментационного погружения отмечены для Пустынно-Верблюжьей зоны, южного склона Астраханского свода (Бешкульская, Тинакская, Разночиновская площади) и северного склона кряжа Карпинского (Цубукско-Промысловская зона и Полдневской вал). Постседиментационное прогибание юрского комплекса исследуемого региона наиболее активно проявилось в раннемеловой этап развития.

В раннемеловую эпоху потенциально нефтегазоматеринские толщи погрузились на максимальную глубину 350-450 м, на которой расчетная температура пласта составила 38-42 °С. Известно, что термобарические условия нефтегазообразования и время нахождения в них пород контролируют возможность реализации нефтегазоматеринского потенциала пород. В основе этого положения лежит осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти (Вассоевич Н.Б., 1967; [1]). По мнению большинства исследователей основным фактором катагенеза рассеянного органического вещества пород является температура, влияние же геологического времени оценивается по-разному. Но и геологическое время, безусловно, оказывает определенное воздействие на нефтегазообразование (Лопатин И.В., 1976). Нижний температурный предел начала главной зоны нефтегазообразования (ГЗН) принят 60 °С. При расчете палеотемператур была использована методика, разработанная С.П.Максимовым, Н.А.Минским, Н.И.Ворониным [2, 5]. Установлено, что в пределах докембрийской платформы региона лишь среднеюрский нефтегазоматеринский комплекс входит в ГЗН, тогда как в пределах герцинской платформы (кряж Карпинского) юрские и нижнемеловые породы смогли реализовать свой нефтегазоматеринский потенциал.

Юрские отложения, погрузившиеся на еще большие глубины к началу позднемеловой эпохи (700-1000 м), получили дополнительные термодинамические импульсы для реализации своих нефтегазогенерирующих возможностей. В изучаемом регионе юрские образования либо вошли в ГЗН, либо находились в непосредственной близости от нее. В течение позднемелового времени нефтегазоматеринские пласты юрского комплекса испытали лишь незначительное погружение, пластовая температура увеличилась на 5-10 °С. Поэтому позднемеловой этап развития можно считать периодом относительной термодинамической стабильности. В этот этап в юрских образованиях кряжа Карпинского продолжали протекать процессы нефтегазообразования.

В палеогеновый этап в отдельных частях региона произошло существенное погружение юрских нефтегазоматеринских толщ (до 1200-1500 м), которое сопровождалось дополнительным воздействием термодинамических факторов на активизацию процессов нефтегазообразования.

Необходимо отметить большое влияние соляного тектогенеза на палеотемпературные условия нефтегазогенерирующих толщ, так как в процессе роста соляных куполов происходит дополнительное выделение тепловой энергии, необходимой для вхождения пород в ГЗН.

Ясно, что наиболее благоприятные условия для нефтегазообразования были в зонах, испытавших наибольшее прогибание, где сохранилось унаследованное развитие нисходящих движений, и в областях, приуроченных к районам проявления соляной тектоники.

Однако в отличие от зоны южно-астраханских поднятий и северной части изучаемого региона в пределах северного склона кряжа Карпинского месторождений нефти и газа в среднеюрском нефтегазоносном комплексе не обнаружено, несмотря на благоприятное сочетание палеогеографических, палеотектонических и термодинамических факторов. В пределах кряжа Карпинского юрские образования чаще всего обводнены, и лишь на южном склоне имеются локальные поднятия (Комсомольское, Каспийское), где нефтяные залежи приурочены к юрским пластам. Такое распределение залежей УВ может быть объяснено особенностями палеотектонического развития. Длительное время сводовая часть кряжа представляла собой прогиб. Цубукско-Промысловская зона вплоть до позднемелового времени была областью накопления мощных толщ пород. В конце олигоцен-миоценового времени произошли палеоструктурные перестройки и на месте прогиба был сформирован Цубукско-Промысловский вал. В результате этого, по всей вероятности, произошло разрушение сформировавшихся залежей УВ, так как направление регионального наклона изменилось на противоположное. Сохранились лишь те залежи, которые были расположены вне зоны воздействия палеоструктурной перестройки.

Наличие или отсутствие месторождений УВ предопределено особенностями развития локальных поднятий и соляных куполов. Вероятность улавливания УВ локальной ловушкой зависит от размеров и площади ее нефтесбора, характера развития и времени заложения. Установлено древнее время заложения залежей нефти и газа в юрских отложениях юго-западной части Прикаспийской впадины. Палеотектонический анализ условий формирования локальных поднятий, где получены промышленные притоки нефти из юрских отложений (Верблюжье, Бешкульское), свидетельствует о том, что уже к началу меловой эпохи в среднеюрском продуктивном комплексе существовали ловушки.

Прослеживание изменений емкостей ловушек во времени показало, что к началу накопления нижнеаптских отложений они были способны вместить те объемы нефти, которые наблюдаются в них и в настоящее время. Этот вывод подкрепляется и характером размещения залежей нефти (рис. 2). При прочих равных геологических условиях близко расположенные ловушки в зависимости от времени заложения отличаются характером насыщения. Так, на рядом расположенных с Бешкульским нефтяным месторождением Долан-Алдынском и Беркультинском поднятиях юрские пласты обводнены, поскольку последние были сформированы в более позднее время, чем Бешкульское поднятие. Вместе с тем Тинакское и Разночиновское поднятия согласно палеотектоническим построениям развивалась аналогично Бешкульскому поднятию.

Те же тенденции прослеживаются для области проявления соляного тектогенеза. По данным комплексных геохимических исследований [4] установлено, что формирование залежей нефти и газа в юрских отложениях Прикаспийской впадины происходило за счет как собственно нефтегазоматеринских толщ, так и перетоков УВ из подсолевых отложений. Сильная нарушенность надсолевого комплекса на соляных куполах отрицательно сказалась на условиях сохранения залежей нефти и газа. Выполненный автором детальный палеотектонический анализ развития соляных куполов показал, что они неоднократно испытывали интенсивный рост, в результате чего были сформированы четко выраженные ловушки почти по всему надсолевому разрезу, за исключением неоген-четвертичных отложений.

Формирование залежей нефти и газа, вероятно, началось в раннемеловое время, когда юрские отложения на отдельных участках впадины вошли в ГЗН, а локальные восходящие движения привели к формированию соляных куполов. Последующие особенности развития способствовали интенсификации процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в надсолевом комплексе, а также возможному разрушению и переформированию ранее образовавшихся залежей УВ вследствие широкого развития дизъюнктивных нарушений. В зоне соляно-купольных структур в среднеюрском нефтегазоносном комплексе пока открыто одно месторождение нефти Верблюжье. Причем выявлено несколько залежей, приуроченных к различным стратиграфическим подразделениям от среднеюрских до верхнемеловых.

Таким образом, в среднеюрском комплексе наиболее перспективными в нефтёгазоносном отношении являются район южно-астраханских поднятий (Бешкульское, Тинакское, Разночиновское), Пустынно-Верблюжья зона и зона регионального выклинивания среднеюрского пласта, в пределах которой возможно обнаружение ловушек литолого-стратиграфического типа (см. рис. 2).

 

Литература

1. Влияние физико-геологических факторов на катагенез рассеянного органического вещества в разных геотектонических областях/ Г.М.Парпарова, С.Г.Неручев, А.В.Жукова и др. // Изв. АН СССР. Сер. геол. -1979. - №7. - С.126-139.

2. Воронин Н.И. Палеотектоника и размещение нефтегазовых залежей в Прикаспии и прилегающих районах //Недра Поволжья и Прикаспия.Саратов: НВНИИГГ, 1991. - Вып. пробн. С.46-53.

3. Воронин Н.И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа на древних и молодых платформах (на примере Прикаспинской впадины и прилегающих районов Скифско-Туранской платформы): Автореф. дис... д-ра геол.-минер. наук.М., 1988.

4. Воронин Н.И., Федоров Д.Л. Геология и нефтегазоносность западной части Прикаспийской впадины.Саратов: Изд-во СГУ, 1976.

5. Минский Н.А. формирование нефтеносных пород и миграция нефти.М.: Недра. 1975.

ã Н.Н.Гольчикова, 1998

ABSTRACT

The article deals with the actual aspect of evaluating petroleum potential of comparatively non-deep occurring Jurassic oil and gas complex on the south-west of Pre-Caspian basin where small fields have been already discovered and attempts to reveal new accumulations are undertaken. The author considers a character of tectonic processes manifestation responsible for oil and gas complexes formation. Most favourable conditions for oil and gas generation are found to be in zones subjected to the most downwarping with inherited development of the descending movements being preserved, and in the areas confined to salt tectonics manifesta-|л tion. An area of South-Astrakhan uplifts, Pustyno-Verbluja zone and a zone of regional wedging out of Mid-Jurassic formation look most promising in oil and gas aspect within the Mid-Jurassic complex.

] — изогипсы, м; 2 — тектонические нарушения; 3 — участки отсутствия байосской пачки; площади: 1 — Верблюжья, 2 — Воропаевская, 3 — Пустынная, 4 — Халганская, 5 — Юстинская, б Бешкульская, 7 — Разночиновская, 8 — Тинакская, 9 — Эджинская, 10 — Полдневская, 11 — Цубукская, 12 — Промысловская

1 — нефтяные месторождения; 2 — газовые залежи; 3 — установленные нефтегазопроявления; 4 — зоны, перспективные в юрском комплексе. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1