К оглавлению журнала

© Ю.С. Кононов, 1999

ЗОНАЛЬНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ЮЖНОЙ ЧАСТИ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Ю.С. Кононов (НВНИИГГ)

Хотя Волго-Уральская провинция выделяется как нефтегазоносная, в основном она все же является нефтеносной [1], а нефтегазоносность и газоносность характерны для ее периферийных районов. Среди них ведущее место занимает южная часть провинции, где сосредоточено максимальное число месторождений, содержащих газовые и нефтегазовые (нефтегазоконденсатные) залежи, а на крупнейшем Оренбургском месторождении установлена максимальная для провинции концентрация запасов на единицу продуктивной площади (Воцалевский Э.С., Кононов Ю.С., Саввин В.А. и др., 1991; [3]).

Южная часть Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) сочленяется с Прикаспийской НГП. Граница между ними при несколько условном включении в состав Волго-Уральской НГП Нижневолжской нефтегазоносной области (НГО) на территории Российской Федерации проходит в пределах Волгоградской, Саратовской и Оренбургской областей. Кроме того, она проводится также на территории Казахстана в северной части Уральской области между Саратовской и Оренбургской областями (Федоров Д.Л., Кононов Ю.С., 1981; [3]).

В период оценки ресурсов УВ-сырья по состоянию на 01.01.94 г. положение границы между Волго-Уральской и Прикаспийской НГП оказалось несколько смещенным по сравнению с тем, как оно определялось до этого на протяжении примерно 20 лет. Разница заключается в том, что раньше серия месторождений с залежами в основном в нижнепермских и иногда в каменноугольных отложениях в пределах так называемых вдольбортовых поднятий относилась к Прикаспийской НГП в качестве ее краевой очень протяженной зоны нефтегазонакопления или с подразделением ее на несколько зон, сменяющих друг друга по простиранию при их четкообразном расположении. Теперь же систему вдольбортовых месторождений включают в состав Волго-Уральской НГП и она является окраинной уже в ее пределах. Исходя из последнего положения указанной границы и рассматриваются особенности зональности нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской НГП.

В действующей схеме нефтегазогеологического районирования южная часть Волго-Уральской НГП представлена полностью Нижневолжской и частично Средневолжской, Бузулукской и Оренбургской НГО. При этом в пределах Средневолжской и Бузулукской НГО рассматриваются их части, относящиеся к Саратовской области, а также соответствующие Южно-Оренбургскому и Камелик-Чаганскому нефтегазоносным районам Оренбургской области. В пределах Оренбургской НГО охватываются Соль-Илецкий район, включающий собственно Оренбургское месторождение, а также южная часть примыкающего к нему Токского района. Наконец, рассматриваемая территория включает также западную окраину Южно-Предуральской НГО, тяготеющую к Соль-Илецкому району и южной части Токского района Оренбургской НГО в указанных границах [1].

Две из указанных НГО (Нижневолжская и Южно-Предуральская), выделяемые внутри Волго-Уральской НГП, в геоструктурном отношении не входят в состав одноименной антеклизы (рис. 1).

На рассматриваемой территории южной части провинции расположено 240 месторождений, содержащих залежи и нефтегазопроявления в различных частях разреза палеозойских, в основном среднедевон-артинских, отложений. Традиционно в этих отложениях выделяются шесть нефтегазоносных комплексов (НГК) (снизу вверх):эйфель-нижнефранский, среднефран-нижневизейский, бобриковско-тульско-алексинский, окско-нижнебашкирский, верхнебашкирско-нижнемосковский и верхнемосковско-артинский, иногда охватывающий низы кунгурского яруса (филипповский горизонт).

Три из указанных НГК характеризуются как преимущественно терригенные (эйфель-нижнефранский, бобриковско-тульско-алексинский и верхнебашкирско-нижнемосковский, или верейско-мелекесский), а три остальных – как преимущественно карбонатные. Были установлены скольжение границ НГК, замещение их преимущественно терригенного состава на преимущественно карбонатный, а также трансформация НГК в комплекс-покрышку, что наиболее характерно, например, для верейской части верейско-мелекесского НГК в пределах Бузулукской НГО, по мере движения с запада на восток.

Выполненные в НВНИИГГ исследования формационных парагенезов девон-артинских отложений с построением соответствующих седиментационных моделей (А.К. Замаренов, С.В. Яцкевич и др.) показали также необходимость подразделения преимущественно карбонатных среднефран-нижневизейского и верхнемосковско-артинского НГК соответственно на три (средне-верхнефранский, фамен-турнейский и косьвинско-радаевский) и два (верхнемосковско-верхнекаменноугольный и нижнепермский) литолого-формационных комплекса, существенно различающихся между собой по условиям седиментации. Рассмотрение особенностей нефтегазонакопления в них показывает их четкую дифференциацию по этому признаку, что свидетельствует о целесообразности подразделения девон-артинского этажа не на шесть, а на девять НГК.

Для большинства месторождений южной части Волго-Уральской НГП характерна многопластовость или многозалежность как в пределах отдельных НГК (в основном преимущественно терригенных), так и в нескольких НГК с объединением групп пластов (залежей) в этажи продуктивности. Это обусловливает проявление унаследованности зон нефтегазонакопления в разных НГК.

Вместе с тем при сравнении характера нефтегазоносности по выделяемым в разрезе комплексам наблюдается его существенная изменчивость, прежде всего по числу прослеживаемых в НГК зон нефтегазонакопления. В связи с этим унаследованность от древних отложений к молодым проявляется неоднозначно и дифференцированно.

Всего на рассматриваемой территории с учетом приуроченности месторождений к структурам второго порядка, стратиграфического диапазона залежей или их распределения по НГК, а также фазовой характеристики УВ в залежах эти месторождения группируются в 84 зоны нефтегазонакопления, 20 из которых представлены пока одним месторождением, а остальные – двумя и более.

При этом наличие двух и более залежей в двух и более комплексах наблюдается на 98 месторождениях в 44 зонах, т.е. более чем в половине из их общего числа, гораздо реже встречаются однозалежные месторождения (рис. 2).

Несколько условное выделение зон нефтегазонакопления, представленных пока одиночными месторождениями, обусловлено главным образом тем, что они отличаются от соседней зоны либо стратиграфическим диапазоном продуктивности, либо флюидальной характеристикой залежей, либо тем и другим.

Рассмотрение характера распределения зон нефтегазонакопления по НГО южной части Волго-Уральской НГП применительно к девон-артинскому этажу продуктивности в целом (табл. 1) свидетельствует о явном преобладании зон нефтегазонакопления (и нефтегазоконденсатонакопления) в Нижневолжской НГО и нефтенакопления – в Бузулукской НГО. Эти области характеризуются и наибольшим числом выделяемых зон нефтегазонакопления в девон-артинском этаже, особенно Нижневолжская НГО. К тому же Нижневолжская НГО по особенностям нефтегазонакопления и характеру проявления унаследованных зон нефтегазонакопления в разных комплексах девон-артинского этажа довольно контрастно подразделяется на южную и северную части. Они значительно различаются между собой по указанным признакам и приурочены соответственно к Волгоградской и Саратовской частям НГО.

Существенной особенностью нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской НГП является то, что из общего числа выделяемых здесь зон нефтегазонакопления лишь менее половины (35 из 84) прослеживаются в отложениях так называемого терригенного девона (эйфель-нижнефранский комплекс), который считается основным для провинции в целом [1]. Остальные зоны относятся к новообразованным в более молодых комплексах девон-артинского продуктивного этажа. В частности, примерно такая же картина наблюдается в Нижневолжской НГО при рассмотрении ее в целом. Однако в ее южной, Волгоградской, части из 20 зон, выделяемых в ее пределах, в "терригенном девоне" прослежено лишь шесть, а остальные относятся к новообразованным (табл. 2), в основном – в средне-верхнефранском и фамен-турнейском комплексах. Вместе с тем одна из шести зон в эйфель-нижнефранском комплексе не содержит залежей в более молодых отложениях девон-артинского этажа. В северной же, Саратовской, части НГО таких зон больше половины (8 из 15) – в более молодых отложениях и не содержащих промышленных залежей. Однако большинство из них все же характеризуется единичными нефтегазопроявлениями преимущественно в верхнедевон-нижнекамен-ноугольной части продуктивного разреза.

Из зон нефтегазонакопления в эйфель-нижнефранских отложениях, относящихся к Оренбургской и Бузулукской НГО, 20-30 % (соответственно 1 из 5 и 3 из 10) в более молодых отложениях девон-артинского этажа оказались непродуктивными.

Наряду с этим практически в каждом из более молодых нефтегазоносных комплексов выделяются новообразованные зоны нефтегазонакопления по отношению к прослеживаемым в более древних.

Наибольшее число зон нефтегазонакопления отмечается в бобриковско-тульско-алексинском комплексе (39 зон), причем большинство их сосредоточено в пределах Нижневолжской НГО, 10 из которых (7 – в Нижневолжской НГО) относятся к новообразованным. Вместе с тем в Оренбургской и Южно-Предуральской НГО зоны нефтегазонакопления в этом комплексе отсутствуют главным образом вследствие его литологического замещения и превращения в более монотонный глинисто-карбонатный, сливающийся с подстилающим и перекрывающим преимущественно карбонатными комплексами.

К числу комплексов, также содержащих значительное число зон нефтегазонакопления, относятся карбонатные средне-верхнефранский и фамен-турнейский и преимущественно терригенный верхнебашкирско-нижнемосковский (число зон соответственно 23, 24 и 21). При этом в фамен-турнейском комплексе выделяются 12 новообразованных зон, не прослеживаемых в более древних комплексах, т.е. еще больше, чем в бобриковско-тульско-алексинском. Таким образом, среди зон нефтегазонакопления, выделяемых в фамен-турнейском комплексе, близком с другими по общему числу зон, доля новообразований наиболее высока и составляет половину их общего числа. Большей частью эти зоны, включая все новообразованные, сосредоточены в пределах Нижневолжской НГО. По общему числу зон южная и северная части НГО примерно сопоставимы, но по числу новообразованных зон в фамен-турнейском комплексе превалирующую роль играет северная часть.

В средне-верхнефранском комплексе зоны нефтегазонакопления наследуются в основном от эйфель-нижнефранского и лишь в южной части Нижневолжской НГО число новообразованных и унаследованных зон одинаковое. Однако во многих случаях отмечается унаследованность зон нефтегазонакопления, выделенных в средне-верхнефранском комплексе и в более молодых отложениях. Например, в южной части Нижневолжской НГО из пяти зон, новообразованных в средне-верхнефранском комплексе, три наследуются в более молодых комплексах. Наряду с этим выделяются отдельные зоны, продуктивные только в средне-верхнефранском комплексе. К их числу прежде всего относится зона преимущественного нефтенакопления во франских рифах Уметовско-Линевской палеовпадины, которую можно условно назвать Макаровско-Новокочетковской. Ныне в этой зоне установлено около двух десятков месторождений в ловушках рифогенного типа и она продолжает оставаться главным объектом поисковых работ на ближайшие годы в пределах Волгоградской области [2].

Примерно на продолжении этой зоны в северной части Нижневолжской НГО такой же локализацией продуктивности разреза характеризуется Белокаменная зона, а в Бузулукской НГО, в ее восточной части, – Лапасско-Рыбкинская зона.

Зоны нефтегазонакопления в верхнебашкирско-нижнемосковском комплексе в пределах Нижневолжской НГО (четыре – в южной и восемь – в северной ее частях) отличаются унаследованностью по отношению к зонам в более древних комплексах.

В то же время в Средневолжской, Бузулукской, Оренбургской и Южно-Предуральской НГО начинают преобладать новообразованные зоны, хотя их число невелико (Федоров Д.Л., Кононов Ю.С., 1981).

Наименьшее число зон нефтегазонакопления, представленных в основном единичными залежами, приурочено к верхнемосковско-верхнекаменноугольному и особенно к косьвинско-радаевскому комплексам.

Первый из них обособляется в нижней части ранее выделявшегося верхнемосковско-нижнепермского комплекса, а второй – в верхней части среднефран-нижневизейского комплекса. Оба они преимущественно карбонатные, хотя в косьвинско-радаевской части разреза отмечается зональное развитие терригенных отложений, в основном связанное с радаевскими палеоврезами.

Зоны нефтегазонакопления в верхнемосковско-верхнекаменно-угольном комплексе в основном относятся к унаследованным, а в косьвинско-радаевском комплексе соотношения несколько своеобразны. Здесь зоны нефтегазонакопления, представленные единичными залежами, выделяются только в пределах северной части Нижневолжской НГО и в целом также относятся к унаследованным.

Вместе с тем, на конкретных месторождениях, содержащих эти залежи, в двух случаях из трех ниже них не отмечается промышленной продуктивности разреза, причем на Сосновском месторождении, кроме радаевского, продуктивен только бобриковский горизонт, а на Гартовском продуктивны только косьвинско-радаевские отложения, помимо которых в турнейских породах встречаются нефтепроявления непромышленного значения, хотя в целом зона продуктивна именно в этих отложениях.

Наибольшим своеобразием отличается характер нефтегазонакопления в нижнепермском комплексе. В нем выделяются 16 зон, из которых 11 относятся к новообразованным. Прежде всего в их число входят зоны преимущественного газонакопления в системе так называемых вдольбортовых поднятий, но несколько таких зон выделяется также в восточной части Бузулукской и в пределах Оренбургской НГО.

Основной тенденцией изменения флюидального состава УВ в выделяемых зонах в девон-каменноугольных отложениях на рассматриваемой территории можно считать постепенный переход от преимущественного нефтенакопления в ее восточной части к нефтегазонакоплению в западной.

Несколько аномально в этом плане выглядит зона газоконденсатонакопления, к которой приурочено Оренбургское месторождение, а также примыкающая к нему Рождественско-Староключевская зона. Возможно, в данном случае сказалась их близость к Прикаспийской НГП.

Наиболее четко отмеченная тенденция проявляется по девонским и нижнекаменноугольным отложениям. При этом в Нижневолжской НГО намечается своя зональность. В ее южной части преобладает нефтенакопление, а в северной – нефтегазонакопление. Вместе с тем в южной части НГО выделяется Подпешинско-Малодельская зона газонакопления (10 месторождений), однако ее продуктивность в основном связана со среднекаменноугольными, башкирскими и нижнемосковскими отложениями.

В этом же интервале разреза по сравнению с более древними комплексами наблюдаются иные соотношения. В южной части НГО выделяются две зоны газонакопления и две нефтегазонакопления, а в северной части – три зоны газонакопления, пять зон нефтегазонакопления и одна зона нефтенакопления.

Рассмотрение зональности нефтегазонакопления в южной части Волго-Уральской НГП позволяет сделать следующие основные выводы:

  1. Дифференциация продуктивности девон-артинского этажа в разрезе и по площади более четко проявляется при выделении в его составе девяти НГК, а не шести, как это до сих пор традиционно делалось при оценках прогнозных и суммарных ресурсов.
  2. Для многих месторождений юго-востока Волго-Уральской НГП характерна многопластовость или многозалежность, причем более чем в половине из выделенных зон нефтегазонакопления продуктивны отложения двух и более комплексов, что свидетельствует о достаточно значительном проявлении унаследованности в их размещениипо комплексам.
  3. При распределении зон нефтегазонакопления по комплексам ни в одном из НГК их доля не достигает половины общего числа установленных зон. Наибольшее число зон характерно для бобриковско-тульско-алексинского комплекса, а так называемый терригенный девон по этому показателю на рассматриваемой территории находится на втором месте.
  4. Более половины общего числа выделяемых зон нефтегазонакопления относятся к новообразованным, не прослеживаемым по более древним отложениям. Их стратиграфический диапазон – от средне-верхнефранских до нижнепермских отложений, причем нижнепермский комплекс в этом отношении занимает особое место по сравнению с остальными, поскольку в нем новообразовано большинство зон, особенно в пределах системы так называемых вдольбортовых поднятий, пограничной с Прикаспийской НГП.
  5. Для нефтегазоносных комплексов в девон-каменноугольных отложениях характерна общая тенденция изменения флюидального состава УВ с переходом от преимущественного нефтенакопления в восточной части рассматриваемой территории к преобладающему
    нефтегазонакоплению в ее западной части (Нижневолжская НГО).

Abstract

Southern part of Volga-Ural province is much differed from its main part by a character of oil and gas accumulation with increased gas potential level. Specifics of sedimentary conditions and productivity distribution in the section suggest an expediency to distinguish in Devonian-Artinian stage 9 rather than 6 oil and gas complexes. With so called spatial conservatism, most high productivity is characteristic of Bobrikovsko-Aleksinsky complex. By Devonian-Carboniferous deposits, an increase in oil and gas potential towards the west is noted. Recognised features produce grounds for exploring reservoirs in non-anticline traps.

Литература

  1. Голов А.А., Дитмар В.И., Митрейкин Ю.Б. Перспективы дальнейших поисков залежей нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. – 1994. – № 10. - С. 2-6.
  2. Новиков А.А., Саблин А.С. Вторая молодость старого нефтяного района // Нефть России. – 1997. – № 10 (35). - С. 23-24.
  3. Перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений Прикаспийской впадины / Л.И. Ровнин, А.В. Овчаренко, Д.Л. Федоров и др. // Тез. докл. 27-го Международного геологического конгресса. – М., 1984. – Т. 7. - С. 106-107.

Рис. 1. СООТНОШЕНИЕ НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ В ЗОНЕ СОЧЛЕНЕНИЯ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ И ПРИКАСПИЙСКОЙ НГП С КРУПНЕЙШИМИ ГЕОСТРУКТУРНЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ ФАНЕРОЗОЙСКОГО ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА ЮГО-ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛИТЫ

Границы: 1 – НГП (П – Прикаспийская, ВУ – Волго-Уральская), 2 – НГО (I – Нижневолжская, II – Средневолжская, III – Бузулукская, IV – Оренбургская, V – Южно-Предуральская), 3 – Русской плиты, 4 – крупнейших, надпорядковых геоструктурных элементов в пределах плиты; 5 – Волго-Уральская антеклиза; б – Воронежская антеклиза; 7 – Рязано-Саратовский мегапрогиб; 8 – Предуральский мегапрогиб; 9 – Прикаспийская мегавпадина; 10 – крупнейшие и наиболее важные месторождения (1 – Кудиновское, 2 – Коробковское, 3 – Елшано-Курдюмское, 4 – Соколовогорское, 5 – Зайкинское, 6 – Оренбургское, 7 – Карачаганакское)

Рис. 2. ПРИМЕРЫ МНОГОЗАЛЕЖНЫХ И ОДНОЗАЛЕЖНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮГО-ВОСТОКА ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НГП

Нефтегазоносный комплекс

Часть нефтегазоносного комплекса

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Нижнепермский

Артинская

                               

 

Сакмарская

                             

   

Ассельская

                                   

Верхнемосковско-верхнекаменноугольный

Верхнекаменноугольная

                                   

Верхнемосковская

                           

     

Верхнебашкирско-нижнемосковский

Верейская

                 

       

Верхнебашкирская

 

                   

Окско-нижнебашкирский

Нижнебашкирская

 

 

                       

Нижнекаменноугольная

 

 

                         

Бобриковско-тульско-алексинский

 

         

       

Косьвинско-радаевский

                       

         

Фамен-турнейский

Турнейская

 

 

   

                 

Фаменская

                               

Средне-верхнефранский

 

           

           

Эйфель-нижнефранский

Нижнефранская

       

 

 

                 

Живетская

     

 

               

Эйфельская

     

 

 

                 

Многозалежные месторождения с продуктивностью двух и более комплексов: 1 – Шляховское, 2 – Жирновское, 3 – Коробковское, 4 – Песковатское, 5 – Соколовогор-ское, 6 – Коптевское, 7 – Западно-Степное, 8 – Гаршинское, 9 – Донеикое; однозалежные месторождения: 10 – Зеленовское, 11 – Сасовское, 12 – Гартовское, 13 – Соболевское, 14 – Чапаевское, 15 – Западно-Землянское, 16 – Войковское, 17 – Шуваловское, 18 – Совхозное; флюидальный состав залежей: 1 – нефтяные, 2 – газо- и газоконденсатно-нефтяные, 3 – газовые и газоконденсатные

Таблица 1

Распределение зон нефтегазонакопления по НГО южной части Волго-Уральской НГП

НГО

Число зон в НГО

Всего

В том числе по фазовому состоянию УВ

зона нефтенакопления

зона газонакопления

зона нефтегазо- и нефте-газоконденсатонакопления

Нижневолжская

49

13

12

24

Средневолжская

3

-

2

1

Бузулукская

20

14

3

3

Оренбургская

10

6

-

4

Южно-Предуральская

2

1

-

1

Всего

84

34

17

33

Таблица 2

Распределение зон нефтегазонакопления по комплексам южной и северной частей Нижневолжской НГО

нгк

Южная часть

Северная часть

Всего

Зона нефтена-копления

Зона газонакопления

Зона нефтегазо- и нефтегазоконденсатонакопления

Всего

Зона нефте-накопления

Зона газонакопления

Зона нефтегазо- и нефтегазоконден-сатонакопления

Эйфель-нижнефранский

6

4

-

2

15

4

3

8

Средне-верхнефранский

10

5

3

2

7

3

2

2

Фамен-гурнейский

10

6

2

2

11

2

1

8

Косьвинско-радаевский

-

-

-

-

3

1

-

2

Бобриковско-тульско-алексинский

11

6

2

3

17

6

4

7

Окско-нижнебашкирский

5

-

3

2

6

1

-

5

Верхнебашкирско-нижнемосковский

4

-

3

1

9

1

3

5

Верхнемосковско-верхне-каменноугольный

3

-

3

-

5

-

4

1

Нижнепермский (докунгурский)

3

-

3

-

2

-

2

-