|
© М.А. Политыкина, А.М. Тюрин, 2002 |
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РИФЕЙ-НИЖНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГА ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
М.А. Политыкина, А.М. Тюрин (ООО “Волго-УралНИПИгаз”)
Одной из особенностей регионов, характеризующихся зрелой стадией развития работ на нефть и газ, является вовлечение в поисковые работы слабо изученных комплексов. В Татарстане - это породы фундамента, в Тимано-Печорской провинции - ордовик-нижнедевонские, а в Башкортостане, Удмуртии и Пермской области - рифей-вендские осадочные отложения. В Оренбургской области в качестве таковых вызывают интерес рифей-нижнедевонские отложения.
В досреднедевонских осадочных отложениях юга Оренбургской области выделено четыре нефтегазоперспективных комплекса: рифей-вендский, ордовикский, силурийский и нижнедевонский. Перспективы нефтегазоносности осадочных терригенных рифей-вендских отложений изучены на территории Башкортостана, Удмуртии и Пермской области (Масагутов Р.Х., Козлов В.И., Андреев Ю.В., Иванова Т.В., 1997; [1-4]). В разрезе комплекса имеются пласты-коллекторы и пласты-покрышки. При бурении в рифей-вендских отложениях отмечены многочисленные непромышленные нефтегазопроявления (интенсивные нефтепроявления, газопроявления и газопоказания). Наибольшее их число приурочено к границе рифея и венда. Промышленные притоки нефти получены из байкибашевской свиты венда в Удмуртии и Пермской области.
Фациальный состав, мощность и условия залегания рифей-вендских отложений в пределах Башкортостана, Удмуртии, Пермской и Оренбургской областей принципиально идентичны. Исходя из этого, можно прогнозировать их промышленную нефтегазоносность в пределах юга Восточно-Оренбургского свода и Оренбургского участка Предуральского прогиба.
Особо следует остановиться на промышленном притоке нефти, полученном из досреднедевонских отложений на Ольховской площади Восточно-Оренбургского свода. На ней выделен микрограбен, осложняющий восточный склон Оренбургской вершины фундамента. Микрограбен заполнен терригенными отложениями с притоком нефти дебитом 145 т/сут (скв. 412 Ольховская). Относительно возраста нефтеносных отложений существуют две точки зрения: раннерифейский [1] и рифей-вендский нелокализованный (Жуков И.М., Макарова С.П., Новицкий Ю.В. и др., 1999), или каировский (Казыгашев А.П., Кайдалов В.И., 2000) (каировская серия включает байкибашевскую и старопетровскую свиты верхнего венда).
В пределах Соль-Илецкого свода, южной части Восточно-Оренбургского свода и прилегающих к ним участков Предуральского прогиба ордовикские отложения изучены бурением и сейсморазведкой МОГТ. По результатам бурения скв. 1 Красноярская, 1 и 2 Ордовикские (эти скважины расположены в пределах Оренбургского вала), вскрывших ордовикские отложения на глубину свыше 2000 м, они представляют собой достаточно однородную толщу песчаников, переслаивающихся с алевролитами и реже - с аргиллитами и глинами (Дубинин В.С., Леонов Г.В., Богуш И.А. и др., 1994; Политыкина М.А., Соколова Т.Н., Тюрин А.М., 2000; Политыкина М.А., Тюрин А.М., Багманова С.В., 2001; Черваков В.М., Политыкина М.А., Тюрин А.М., Багманова С.В., 2001). По данным сейсморазведки МОГТ в ордовикских отложениях выделены разломы и поверхности несогласия (Лукиных Э.Н., Беляев А.К., 1998). Преобладающая пористость песчаников составляет 0,4-5,2 %, проницаемость - (0,001-0,080)*10-3 мкм2. Часть образцов имеет пористость выше 7,0 % (один образец - 13,9 %). В разрезе прослеживаются пачки пород, подходящие для роли покрышек. При бурении в отложениях ордовика зафиксированы повышенные газопоказания, уменьшение плотности бурового раствора и появление пленок нефти. В керне отмечались запах бензина и выпоты нефти. Однако по данным ГИС и опробования в разрезе ордовика нефтегазоносных интервалов пока не выявлено.
По результатам анализа керна и специальных геофизических работ в скв. 1 Красноярская, 1 и 2 Ордовикские в отложениях ордовика установлено наличие интенсивной вертикальной трещиноватости. Это, возможно, является одним из факторов, обусловивших отсутствие залежей УВ в пределах Оренбургского вала. За пределами вала, где отложения ордовика менее дислоцированы, они рассматриваются в Оренбургской области как перспективные на нефть и газ.
В отложениях рифей-вендского и ордовикского комплексов прогнозируются мелкие месторождения нефти, приуроченные к ловушкам сложного типа с низкопоровыми и трещинными коллекторами. В отложениях ордовикского комплекса возможно наличие крупных нефтегазоносных внутриформационных структур (типа Ордовикской, расположенной в пределах Соль-Илецкого свода) с геологическими запасами УВ в первые сотни миллионов тонн условного топлива.
На юге Предуральского прогиба в зоне его сочленения с Соль-Илецким сводом силурийские отложения вскрыты двумя скважинами - 120 Буртинская и 121 Староключевская. Их мощность по разным оценкам составляет от 100 до 120 м. Палеонтологически (по фауне граптолитов, трилобитов и остракод) они охарактеризованы по керну скв. 120 и имеют полный стратиграфический объем. Силурийские отложения в нижней части разреза представлены доломитами с прослоями аргиллитов, алевролитов, а в подошве - и с прослоями песчаников, а в верхней - переслаиванием известняков, доломитов, аргиллитов, редко мергелей. Известняки разнообразны по составу и структуре: сгустково-комковато-органогенные, полидетритовые, нередко водорослевые. Судя по составу образование этих отложений происходило в мелководной зоне шельфа.
Перспективы силурийских отложений Оренбургского участка юга Предуральского прогиба прогнозируются по аналогии с Тимано-Печорской провинцией. В отложениях комплекса возможны мелкие месторождения нефти, приуроченные к структурным (антиклинальным и приразломным) ловушкам. Продуктивные пласты могут быть карбонатного или терригенного состава с низкопоровыми и трещинными коллекторами.
Нижнедевонский нефтегазоносный комплекс впервые выделен в 2001 г. (Политыкина М.А., Тюрин А.М., 2001) и представляет повышенный интерес в связи с возможностью открытия в нем крупных месторождений УВ, поэтому приведем достаточно подробное описание комплекса.
На юге Предуральского прогиба и в сопредельных регионах выделяются четыре типа разреза нижнего девона - рифовый, карбонатный с пластовым строением, карбонатно-терригенный и терригенный.
Рифовый тип разреза вскрыт скв. 63 Акбердинская, расположенной в зоне передовых складок Урала (Щекотова И.А., 1987). Разрез сложен биогермными, биогермно-детритовыми, детритовыми и обломочными известняками. Мощность рифовых отложений нижнего девона в разрезе скважины составляет 1087 м.
Нижнедевонские барьерные рифы выделены и изучены в обнажениях восточной части Уфимского амфитеатра. Мощность рифовых разрезов по разным оценкам составляет от 500 до 1500 м [5].
Карбонатный с пластовым строением тип разреза изучен по данным бурения в пределах зоны сочленения Предуральского прогиба и Соль-Илецкого свода, а также в обнажениях восточной части Уфимского амфитеатра. В первом регионе нижнедевонский разрез вскрыт на полную мощность скв. 85 Бердянская, 120 Буртинская, 121 Староключевская, 110 Предуральская и 640 Слудногорская (мощность 352; 405; 305; 136 и 393 м соответственно). Нижнедевонский отдел представлен вязовским горизонтом верхнеэмского подъяруса. Горизонт сложен преимущественно доломитами и известняками с редкими прослоями мергелей и аргиллитов (Политыкина М.А., Тюрин А.М., Соколова Т.Н., 2001).
Доломиты серые, темно-серые, иногда почти черные, разнозернистые (от микро- до тонко-среднезернистых), реликтово-органогенные (остракодовые и водорослевые), неравномерно трещиноватые, иногда кавернозно-пористые. Наиболее широкое развитие трещиноватости отмечено в разрезе скв. 120 Буртинская, где проницаемость доломитов, пористость которых не превышает 5,1%, достигает 1621,729*10-3 мкм2.
Известняки серые, темно-серые, органогенно-полидетритовые, органогенно-сгустково-комковатые и кораллово-строматопоровые, остракодово-трилобитовые, сгустково-комковатые, неравномерно перекристаллизованные, доломитизированные, с примесью глинистого и битуминозного вещества.
Мергели темно-зеленовато-серые, доломитовые, алевритисто-песчанистые.
Аргиллиты черные, каолинито-гидрослюдистые, иногда битуминозные, имеют листовато-плитчатую текстуру.
Нижнедевонская толща в разрезах скв. 120 Буртинская и 121 Староключевская залегает на карбонатно-терригенных отложениях силура, в других скважинах - на терригенных отложениях ордовика.
В обнажениях восточной части Уфимского амфитеатра карбонатный с пластовым строением тип разреза развит к западу от рифов [5].
В зоне сочленения Восточно-Оренбургского свода и Предуральского прогиба в разрезах скв. 40 Учхозовская и 630 Белозерская вязовский горизонт (мощность 160 и 70 м соответственно) представлен карбонатно-терригенным типом - переслаиванием доломитов, песчаников и аргиллитов. Доломиты пестроокрашенные, ленточно-пятнистые, пелитоморфно-мелкозернистые, с узорчатой перекристаллизацией. Песчаники и аргиллиты аналогичны однотипным породам разреза скв. 60 Южно-Филипповская. Следует отметить, что скв. 40 Учхозовская и 630 Белозерская, вскрывшие нижнедевонские отложения с относительно небольшой мощностью, находятся в зоне частичного размыва нижнедевонских отложений в предпозднефранское время.
В пределах башкортостанской части Предуральского прогиба развит терригенный тип нижнедевонского разреза, названный хлебодаровской свитой (Чибрикова Е.В., Олли В.А., 1988; 1993; 1997; [2]). Свита сложена аргиллитами, алевролитами и песчаниками, ее мощность достигает 200 м.
На большей части Восточно-Оренбургского свода отложения нижнего девона представлены вязовским горизонтом верхнеэмского подъяруса, сложенным терригенными породами. Мощность горизонта изменяется от 0 до 181 м, возрастая в восточном и южном направлениях (Макарова С.П., 1999).
Расположенная в пределах Соль-Илецкого свода скв. 60 Южно-Филипповская также вскрыла терригенный тип отложений нижнего девона. Нижнедевонский разрез сложен песчаниками и алевролитами серыми, светло-серыми, часто с зеленоватым оттенком, прослоями вишнево-бурыми, разнозернистыми, полевошпат-кварцевого состава. В терригенных отложениях имеются редкие прослои темно-серых доломитов и черных листоватых аргиллитов. Мощность отдела - 296 м.
На основе вышеописанных разрозненных фактических данных выполнен качественный прогноз фациальной зональности нижнедевонских отложений (Политыкина М.А., Тюрин А.М., 2001). Нижнедевонские барьерные рифы приурочены к границе внешнего палеошельфа Восточно-Европейского континента и батиальной зоны. При движении от рифов в западном направлении наблюдается закономерное изменение вещественного состава нижнедевонских отложений. Карбонаты с пластовым строением (обнажения восточной части Уфимского амфитеатра и разрезы скважин зоны сочленения Предуральского прогиба и Соль-Илецкого свода) сменяются карбонатно-терригенными (разрезы скважин зоны сочленения Восточно-Оренбургского свода и Предуральского прогиба), а затем преимущественно терригенными отложениями (хлебодаровская свита Предуральского прогиба, вязовский горизонт Восточно-Оренбургского свода). Одновременно в западном направлении уменьшается мощность нижнедевонских отложений вплоть до их выклинивания. Карбонаты с пластовым строением можно отнести к отложениям лагуны, карбонатно-терригенные и терригенные разрезы - к отложениям прибрежно-морской зоны. К востоку от барьерных рифов разрез нижнего девона предположительно сложен маломощными отложениями депрессионных фаций.
Таким образом, на принципиальном уровне намечены основные элементы фрагмента грандиозной рифовой системы раннедевонского возраста - барьерные рифы, лагуна, прибрежно-морская зона и некомпенсированный прогиб. Западную границу лагуны можно идентифицировать с границей развития карбонатных отложений с пластовым строением и протрассировать ее (с юга на север) западнее скв. 160 Каменная, восточнее скв. 40 Учхозовская и 630 Белозерская, далее по диагонали через Предуральский прогиб до участка передовых складок Урала, расположенного восточнее Саратовско-Беркутовской площади и скв. 8 Хлебодаровская и 4 Красноусольская. Граница рифового типа разреза нижнего девона и некомпенсированной впадины контролируется скв. 63 Акбердинская и выходящими на поверхность в верхнем течении р. Белая рифами. Эту границу можно провести восточнее этих рифов и скв. 63 Акбердинская и далее на юг конформно западной границе лагуны. Возможно, закартированная по данным сейсморазведки МОГТ меридионально расположенная в самой южной части Предуральского прогиба флексура по кровле подсолевых отложений имеет седиментационную природу и маркирует восточный склон нижнедевонского барьерного рифа.
Положение основных элементов нижнедевонской рифовой системы на юге Предуральского прогиба показано на рисунке. Следует отметить, что северо-северо-восточное простирание рифовой системы хорошо согласуется с положением береговой линии Восточно-Европейского континента в силур-раннедевонское время (Ларская Е.С., Шеин В.С., 1997).
В качестве наиболее перспективных на поиск залежей УВ можно выделить зоны развития барьерных рифов и карбонатов с пластовым строением. Первоочередными геологическими задачами региональных работ на юге Предуральского прогиба являются картирование положения нижнедевонской барьерной рифовой системы, поиск и картирование крупных локальных нефтегазоперспективных объектов и постановка на одном из них параметрического бурения. Картирование рифовой системы по данным сейсморазведки МОГТ представляется вполне решаемой задачей. Так, фрагменты нижнедевон-франкской рифовой системы выявлены на основе характерных волновых картинок, следящихся по временным разрезам ОГТ, восточнее и юго-западнее Вершиновской структуры.
Первоочередные геологические задачи по обоснованию новых направлений поисковых работ на нефть и газ на юге Оренбургской области - уточнение вещественного состава, условий залегания и перспектив нефтегазоносности рифей-нижнедевонских отложений - должны решаться в рамках планируемых региональных, поисковых и научно-исследовательских работ.
Литература
1. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова M..M. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. - Пермь: ИМП “Звезда”, 2001.
2. Верхний докембрий Западного Башкортостана и перспективы его нефтегазоносности, металлогении и гидрогеологии. Проблемы региональной геологии Башкортостана / В.И. Козлов, Н.Д. Сергеева, Л.А. Генина, П.Н. Михайлов. - Уфа, 1997. - С. 214-216.
3. Масагутов Р.Х. Палеогеография средне- и верхнерифейских отложений Башкирского Приуралья // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М., 2000. - № 8. - С. 6-11.
4. Перспективы и проблемы нефтегазоносности рифей-вендской формации востока Русской плиты / Н.С. Гатиятуллин, В.Г. Изотов, Л.М. Ситдикова и др. //Критерии оценки нефтегазоносности освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ. - Пермь, 2000. - С. 85-86.
5. Пучков В.Н. Палеогеодинамика Южного и Среднего Урала. - Уфа: Даурия,2000.
In Premedial Devonian sedimentary deposits in the south of Orenburg area are distinguished four oil and gas promising complexes: Riphean-Vendian, Ordovician, Silurian and Lower Devonian. Their oil and gas prospects are evaluated from available geological and geophysical data on the region as well as from data on Timano-Pechora province, Bashkortostan, Udmurtia amd Perm area.
Рисунок Тектоноседиментационная схема юга Предуральского прогиба
Границы: 1 - надпорядковых тектонических элементов, 2 - зоны передовых складок Урала, 3 - Оренбургского тектонического блока; 4 - разломы; 5 - оси локальных синклинальных прогибов; 6 - ось наиболее погруженной части Предуральского прогиба; 7 - линия начала крутого склона нижнепермского карбонатного бортового уступа; 8 - границы зоны развития барьерных рифов ранне-среднедевонского возраста: а - рифового типа разреза и карбонатного разреза с пластовым строением, б - рифового типа разреза и депрессионных отложений; 9 - граница зоны развития флишоидов раннепермского возраста; нефтегазоперспективные объекты: 10 - рифы, тектоноседиментационные и тектоническое структуры, 11 - структуры по сейсмическому разрезу Б (кровле отложений башкирского яруса среднего карбона), 12 - месторождения нефти и газа, 13 - глубинные скважины