Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Модель строения и перспективы нефтегазоносности девонского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Модель строения и перспективы нефтегазоносности девонского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины"

_ ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

Г.-Л ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

^ (ВНИГНИ)

сп

На правах рукописи УДК 553.98.041:551.734(470.4+574.1)

ФУГЕНФИРОВА СВЕТЛАНА МОИСЕЕВНА

Модель строения и перспективы нефтегазоносности девонского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины

04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

МОСКВА 1996

Работа выполнена во Всероссийском Научно-Исследовательском Геологическом Нефтяном Институте

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие:

доктор геолого-минералогических наук Б.А. Соловьёв

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.Д. Ильин

кандидат геолого-минералогических наук A.A. Голов

Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится " /3 " 199/^f.

в f j часов на заседании диссертационногб'совета Д071.05.01 при Всероссийском Научно-Исследовательском Геологическом Нефтяном Институте (ВНИГНИ) по адресу: 105819 Москва, шоссе Энтузиастов, 36

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГНИ

Автореферат разослан "_"_1996 г.

Учёный* секретарь диссертационного совета кандидат геолого-

минералогических наук Т.Д.Иванова

Общая характеристика работы

Актуальность работы.

Прикаспийская впадина и ее платформенное обрамление представляют собой один из наиболее перспективных на нефть и газ регионов европейской часта России. В пределах впадины, включая казахскую часть, открыты крупнейшие по запасам месторождения углеводородов(УВ): Астраханское , Тенгизское и Карачаганакское . Флюидальные системы этих месторождений содержат значительные концентрации сероводорода ( от 1-2% до 20-25%). В связи с этим особый интерес приобретают поиски залежей бессернистых УВ. Как показывают данные геохимических исследований, а также результаты поисково-разведочных работ , одним из наиболее перспективных в этом отношении является девонский комплекс терригенно-карбонатных отложений. Этот комплекс наиболее доступен для освоения в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины (как во внешней ее части , так и во внутренних районах).

Результаты бурения глубоких скважин в южной части Бу-зулукской впадины, прилегающей к северному бортовому уступу Прикаспийской впадины, доказали высокую перспективность этого направления работ. Были открыты Зайкиское, Росташинское, Давы-довское, Вишневское, Конновское и другие месторождения , связанные с карбонатно-терригенными отложениями эмско-нижне-франского комплекса . Наличие в них бессернистых УВ обозначило новое направление нефтегазопоисковых работ в регионе. Открытие на территории Казахстана залежи легкой нефти с незначительным содержанием серы в среднедевонских отложениях Карачага-накского месторождения , а также Чинаревского газоконденсатного месторождения (в отложениях эйфеля) подтверждают перспективность поисков скоплений УВ в девонском комплексе и во внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Вместе с тем , в связи с последовательным возрастанием с севера на юг глубин (5,5-бкм и более) залегания перспективных горизонтов девона и соответственно с удорожанием буровых работ необходим как можно более надежный прогноз нефтегазоносности рассматриваемого комплекса . Этой проблеме посвящена представленная работа , что и определяет ее актуальность.

Цель и основные задачи исследования.

Цель исследований заключается в разработке модели строения девонских отложений северной бортовой зоны Прикаспийской впадины с оценкой "на этой основе перспектив их нефтегазоносности и формулированием направлений геологоразведочных работ.

В соответствии с поставленной целью в работе решаются следующие задачи:

• изучение структуры и лалеоструктуры девонских и более древних комплексов;

• выявление закономерностей в изменении литолого-фациального состава девонских отложений;

• анализ строения девонских природных резервуаров , их пространственного размещения;

• прогноз типов ловушек нефти и газа комплекса в слабоизученных районах;

• прогноз новых зон нефтегазонакопления и выявление новых перспективных объектов.

Научная новизна работы.

Научная новизна работы заключается в некоторых результатах исследований и выводах , полученных при решении поставленных задач:

• выделен крупный геотектонический элемент внешней бортовой зоны Прикаспийской впадины - Узеньско-Сакмарский прогиб , выраженный в палео- и современной структуре эмско- франского комплекса;

• установлена связь литолого-фациальных зон девонских отложений с определенными структурными элементами Узеньско-Сакмарского прогиба;

• дан прогноз литологического состава девонских природных резервуаров в слабоизученных районах северной бортовой зоны Прикаспийской впадины;

• дан прогноз преобладающего типа ловушек нефти и газа в девонских отложениях северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

Практическое значение и реализация работы.

Модель строения девонского комплекса является основой для прогнозной оценки ресурсов углеводородов последнего и планирования геологоразведочных работ в слабо изученных районах иссле

дуемой территории. Прогноз размещения и строения природных резервуаров имеет большое практическое значение при оценке ресурсов углеводородов на подготовленных объектах. Прогнозная характеристика ловушек нефти и газа в районах глубокого залегания перспективных горизонтов позволяет повысить надежность подготовки к бурению выявленных объектов.

На основе разработанной геологической модели региона составлен проект бурения сверхглубокой скважины на Кузнецовской площади, а также выделены и рекомендованы для параметрического бурения новые поисковые объекты ( ловушки с тектоническими экранами ) на Южно-Рожковской , Бурлинской , Барханной площадях. Проект и рекомендации приняты предприятиями " Уральскнефтегаз-геологая" и "Оренбурггеология ".

Результаты исследований вошли в отчеты ВНИГНИ , составленные в 1989-1996 гг. , и переданные предприятиям " Уральскнефтегазгеология" и "Оренбургтазпром''

Апробация работы.

Основные положения диссертации изложены в з-х опубликованных работах и 6-ти фондовых отчетах.

Фактический материал.

Работа основана на изучении и интерпретации данных бурения скважин и сейсмических материалов предприятий "Уральскнефтегазгеология'' , "Нижневолжскгеологая" , " Оренбург-геология" , Уральской геофизической экспедиции , НПО "Нефтегеофизика". Использованы результаты структурного и лито-лого-фашгального анализа девонских отложений , проведенного в Южно-Уральском отделении ВНИГНИ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения , шести глав и выводов .

Во введении приведены общая характеристика работы , ее цель , задачи , актуальность, практическое значение и апробация.

В главе I даны основные сведения о региональном геологическом строении северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

Глава 2 посвящена анализу палеоструктуры , распределения литолого-фациальных комплексов и формирования природных резервуаров эмско-франских отложений.

В главе 3 приведена характеристика и типы природных резервуаров змско-франского комплекса.

-4В главе 4 приведена систематизация ловушек и залежей , а также связь их размещения и строения с ведущими факторами формирования структуры девонского комплекса.

Глава 5 посвящена нефтегазоносности северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

В главе 6 рассмотрены основные критерии нефтегазогеоло-пяеского районирования и приведена оценка степени перспективности поисковых объектов в девонском комплексе северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

Работа выполнена во ВНИГНИ под руководством доктора геолого-минералогических Б.А.Соловьева , которому автор выражает глубокую признательность.

Обоснование защищаемых положений

В диссертации защищаются четыре основных положения : I. Основным тектоническим элементом северной бортовой зоны Прикаспийской впадины , определившим структуру и литолого-фацнальный состав девонского комплекса , является Узеньско-Сакмарский прогиб , осложненный поясом инверсионных поднятий и сопряженный на юге с Уральско-Кобландинской зоной поднятий.

Изучение тектоники подсолевых отложений , в том числе , девонских северной бортовой зоны Прикаспийской впадины занимались Г.Н.Алексеев , Ю.А.Волож , А.А.Голов , И.М.Жуков , Т.Д.Иванова , Ю.А. Иванов , С.М.Камалов , В.И. Кандалов , Л.Г. Кирюхин , В.Г. Комаров , И.Н. Комиссарова , НЛ. Кунин , А.В.Лобусев , Г.В.Лобусев , Г.В.Макаров , С.П.Максимов , О.Н.Марченко , Н.Г.Матлопшнский . В.С.Мельничук , В.А.Москвич , Н.В.Неволин , Ю.В.Новицкий , О.С.Обрядчиков ,Н.Г.Подкорытов , М.И.Тарханов , ДЛ.Федоров , Г.В.Фомина , О.А.Хоментовская , И.А.Шпильман, Н.Н Лхимович и др.

В региональной структуре девонского комплекса рассматриваемого района в результате предыдущих исследований выделены Погодаево-Остафьевский , Рубежинско-Уральский , Колганско-Борисовский палеопрогибы , о1раниченные с юга Карповским, Чи-наревским (Булатовским) и Соль-Илецким поднятиями. Северная граница Прикаспийской впадины в отложениях девона проведена условно вдоль южных склонов этих поднятий. Группа локальных поднятий , выявленных по поверхности подсолевых отложений , в пределах внутренней бортовой зоны объединялась с Карачаганак-ским поднятием в генетически единую зону . Известны различные ее

названия : "Карачаганак-Кобландинская" (А.А.Голов, Л.Г.Кирюхин , И.Н. Комиссарова) , "Северо-Казахстанский нега-вал" (С.П.Максимов , И.А. Шпильман) , "Уральско-Карачаганакская" (А.В. Лобусев , Ю.А. Судариков).

Согласно выполненным построениям поверхность фундамента (сейсмический горизонт "Ф") характеризуется существенной даф-ференцированностью глубин его залегания. На исследуемой территории выделяется восточная часть Пугачевской вершины ( с отметками от -2000м до -4000м ) , Бузулукская впадина , представляющая собой по фундаменту систему отдельных блоков ступенеобразно погружающихся как с запада на восток ( от -3800м до -7800м ), так и с севера на юг ( от -3400м до -7000м ). Ступенчатое погружение к югу наблюдается, по данным сейсморазведки , в пределах всей южной части исследуемого региона . На фоне общего погружения фундамента в указанном направлении выделяется ряд выступов его поверхности ( горсты ) : Карповский, Чинаревский, Кошинский, Карачаганакский . Эти горсты образуют гряду ограничивающую систему относительно опущенных блоков-грабенов ( Перелюбский , Рубежинский ) . На востоке региона выделяется Соль-Илехшш клинообразный выступ, в пределах которого фундамент погружается с севера на юг от -5400м до -7000м и Кзылькульско-Кобландинская относительно приподнятая зона . На юго-востоке зона относительного погружения Соль-Илецким выступом разделяется на два рукава : Сакмарский и Аксайский грабены.

Структурный план девонского комплекса изучен по сейсмическим горизонтам "Д"("ПЗ") и "ДаГ.

По горизонтам девона в современной структуре выделяется : восточная часть Жугулевско-Пугачевского свода ( Пугачевская вершина ) , Восточно-Оренбургское и Соль-Илецкое поднятия и разделяющая их Бузулукская впадина , раскрывающаяся на юг в сторону Прикаспийской впадины . Пугачевская вершина оконтуривает-ся изогипсой -2400м . Ее дальней восточной периклиналью , осложняющей вершину , является Карповский структурный нос , погружающийся на восток до глубин - 5800м . Южный склон Пугачевской вершины выделяется как Ершовско-Пигаревская моноклиналь, которая погружается в сторону Прикаспийской впадины до глубин порядка - 5400м .

Бузулукская впадина осложнена Камелик-Чаганской структурной зоной, отражающей ступенеобразное блоковое строение фундамента . С названной зоной связана система локальных поднятий . С востока Бузулукская впадина ограничена Восточно-Оренбургским поднятием , которое не проявляется по поверхности

фундамента и выделяется только в структуре девонских отложений , и Соль-Илецким сводом.

Тектоническое районирование изучаемого региона на основе анализа современной структуры фундамента и девонского комплекса недостаточно для целенаправленного ведения здесь поисково-разведочных работ, поскольку формирование и размещение месторождений девонского комплекса определялось главным образом палеоструюурным планом . Анализ мощностей и фаций девонских отложений , а также современной структуры позволил выделить элементы палеоструктуры региона.

Согласно схеме Н-Я.Кунина , основанной на обобщении геофизических материалов по строению кристаллической части земной коры в северной части Прикаспийской впадины и сопредельных районах , выделяется Уральско-Илекский гранитоидный массив , отделенный от Волго-Уральской антеклизы Самарским трогом. Схема НЛ. Кунина послужила основой для модели девонского комплекса , разработанной автором совместно с Б.А.Соловьевым и Н.Г.Подкорытовым . В этой модели впервые выделен Узеньско-Сакмарский палеопрогиб , простирающийся от Дальнего Саратовского Заволжья до Предуральского прогиба. Погодаевско-Остафьевский и Рубежинско-Уральский прогибы нашли свое место в новой схеме как составные элементы Узеньско-Сакмарского прогиба . По результатам палеоструктурного анализа в состав Узеньско-Сакмарского палеопрогиба включена также южная часть Восточно-Оренбургского поднятия , в пределах которой С.П. Макаровой и Г.В.Фоминой выделен девонский Колганско-Борисовский палеопрогиб . Поднятия Карповской , Чинаревское , Соль-Илецкое и Карача-ганакское объединены в единую зону инверсионных поднятий . осложняющий Узеньско-Сакмарский прогиб. Южный борт прогиба образует, Уральско-Кобландинскую зону поднятий .

Характерной особенностью фациального состава эйфельских карбонатных отложений на северном борту Узеньско-Сакмарского палеопрогиба является присутствие в их разрезе органогенных построек , образующих цепочки рифов на границе палеошельфа . Причем на северо-западе, органогенные постройки представлены в основном биогермами , а на востоке , в пределах Восточно-Оренбургского палеосвода , биостромами.

В жцветско-раннефранское время накапливались преимущественно терригенные осадки , которыми компенсируется Узеньско-Сакмарский палеопрогиб . В западной и центральной его частях мощность терригенных девонских отложений достигает 300-320м . В северном направлении , в сторону Жигулевско-Пугачевского палео

свода установлено сокращение мощности этих отложений до 200м . В палеопрогибе разрез терригенного девона сложен в основном алевролитами и аргиллитами с прослоями известняков, реже песчаников. Повышенная глинистость и карбонатность разреза девонских отложений связывается, очевидно с относительно глубоководными условиями осадконакопления и с удаленностью прогиба от источников сноса . Палеопрогиб служил ловушкой для терригенного материала , который южнее на территорию Уральско-Кобландинской зоны поднятий не распространялся . Исходя из этого , в пределах названной зоны прогнозируется преимущественно карбонатный состав живетско-нижнефранских отложений, что подтверждается результатами бурения скв.УГС-3 на территории Казахстана.

В начале позднефранского времени происходит расширение Узеньско-Сакмарского прогиба северо-восточном направлении за счет вовлечения в погружение южной части Восточно-Оренбургского поднятия и образования некомпенсированной депрессии (Колганско-Борисовский прогиб , по С.П.Макаровой и Г.В.Фоминой). Бортовая зона этой депрессии трассируется замещением компенсирующих ее терригенных верхнефранских отложений ("колганской толпш") глинисто-карбонатными породами.

Анализ разрезов девонских отложений, вскрытых в пределах Узеньско-Сакмарского палеопрогиба и его ответвлений, позволяет сделать вывод о том , что в конце франского времени произошли значительные структурные перестройки в пределах палеопрогибов , связанные с проявлением инверсионных подвижек. В результате на некоторых участках палеопрогиба эйфельско-нижнефранские отложения были полностью размыты или сохранились лишь нижние горизонты этого комплекса . На западе палеопрогиба отсутствуют живетские и франские отложения, в центральной и восточной частях отсутствуют не только франские и живетские, но и эйфельские породы . В процессе инверсионных подвижек в пределах палеопрогибов возродились древние Карповское , Чинаревское , Карачаганакское , Соль-Илецкое поднятия и вновь образовались Талово-Долинное и Кошинское поднятия. Вследствие активизации тектонических подвижек в краевых зонах Узеньско-Сакмарского прогаба сформировались зоны локальных поднятий : Камелик-Чаганская , Деркуль-ская и Уральско-Кобландинская.

В позднем девоне в связи с интенсивными опусканиями территории , наклоном ее в сторону Центрально-Прикаспийской депрессии и структурной перестройкой , обусловленной широким развитием инверсионных движений , в районе Узеньско-

Сакмарского прогиба и его бортов расформировался Уральско-Илекский палеосвод . Морфологически выраженной осталась его крайняя северная часть - Уральско-Кобландинская зона поднятий . В дальнейшем на поднятиях накапливались преимущественно мелководные осадки , а в прогибах и в районе расформированного палео-свода в условиях некомпенсированных депрессий - глубоководные образования.

П. Размещение и строение природных резервуаров в отложениях эм-ско-франского комплекса обусловлены их формированием в пределах различных структурных зон Узеньско-Сакмарского прогиба.

Изучением природных резервуаров северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и сопредельных районов занимались АЛ.Ворожбит , Т.Е.Ермолова , В.Д.Ильин , ' Г.А.Каледа , В.П.Кирюхина, С.П.Макарова , Т.Н.Маркова, Т.Н.Соколова , Н.С.Шик и др. Их исследованиями установлены особенности.строения и пространственного размещения девонских природных резервуаров на' территории Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия.

Впервые связь среднедевонских резервуаров с бортовой зоной Рубежинско-Уральского прогиба была выявлена С. П. Макаровой и Г.В.Фоминой . Отмечалось ухудшение коллекторских свойств как эйфельских карбонатных , так и живетско-нижнефранских терри-генных отложений по направлению от бортовой зоны Рубежинско-Уральского прогаба к его осевой части .

Однако в предыдущих исследованиях не освещались вопросы прогноза строения девонских природных резервуаров в районах их глубокого залегания на территории Прикаспийской впадины .

В основу выделения природных резервуаров были положены принципы , разработанные Г.А.Каледой и В.Д.Ильиным. (1989г.)

Под природным резервуаром понимается (ПР) естественное вместилище подземных флюидов , ограниченное сверху и снизу меж-резервуарными покрышками и состоящее из пластов-коллекторов , разделяющих их покрышек и линз слабопроницаемых пород-промежуточных толщ и внутрирезервуарных покрышек , которые образуют гидродинамическую систему.

Исходя из определения природного резервуара нижне-среднедевонскую толщу можно представить как систему сложных природных резервуаров , имеющих региональное распространение по площади и изолированных друг от друга региональными межре-зервуарными флюидоупорами . В результате проведенных исследований в разрезе северной бортовой зоны и ее обрамления выделены основные природные резервуары и их группы . В девонской толще

развиты природные резервуары эмско-эйфельского и живетского (воробьевского и ардатовского) возрастов.

Выделенный как единый эмско-эйфельский природный резервуар представлен нижнедевонскими-преимущественно терригенным н среднедевонскими ( зйфельскими ) - преимущественно карбонатным водонефтегазоносными комплексами.

По особенностям соотношения отдельных элементов, составу и свойству покрышек и коллекторов,их распространению по площади и разрезу , а также приуроченности к определенным тектоническим единицам эмско-эйфельский региональный природный резервуар представляет собой совокупность резервуаров более низкого порядка-субрегиональных (приуроченных к крупным тектоническим единицам-впадинам или сводам), зональных (приуроченных к одной или нескольким структурным зонам), локальных (к локальным объектам) с элементами как сходства , так и различия.

Формирование отложений , слагающих эмско-эйфельский природный резервуар происходило в морской обстановке , в условиях постоянно развивающейся трангрессии с постепенным углублением дна бассейна . Эмско-эйфельскому осадкообразованию на исследуемой территории предшествовал довольно значительный континентальный перерыв , что подтверждается налеганием различных горизонтов девона на размытую поверхность верхнего протерозоя и архея , а также развитием кор выветривания. Раннедевонская эпоха на исследуемой территории ознаменовалась ее прогибанием и широкой трангрессией в ее пределы морского бассейна со стороны Урала и Прикаспийской впадины. Континентальные условия постепенно сменились морскими. Область древней суши в раннедевон-ское время проходит по южному и восточному склону Клшщовского выступа , севернее Гаршинской , Новосергиевской , Ольховской и Кошинской площадей. На прибрежной равнине,временами затапливаемой морем , отлагались разнозернистые песчаники с примесью глинисто-алевритового материала . По мере удаления от источника сноса ( Жигулевско-Пугачевский и Татарский своды) отмечается обеднение такатинско-вязовских отложений гравелитами и крупнозернистыми песчаниками за счет замещения их алевролитами и аргиллитами с прослоями известняков . В крайних южных и юго-восточных частях территории в'условиях мелководного шельфа шел рост органогенных построек типа мелких биогермов и ракушняко-вых банок. Значительные толщи доломитов, присутствующие в разрезе, свидетельствуют о том , что временами наступали лагунные условия .

-10В начале койвенского времени на западе и севере территории в прибрежно-морских условиях накапливается песчано-гравийный материал кварцевого и аркозового состава.На западе прибрежно-морские условия сохраняются на протяжении всего койвенского времени. В позднекойвенское время вся территория северного обрамления Узеньско-Сакмарского палеопрогиба представляла собой область мелководного , главным образом , карбонатного осадконакопления . Песчано-аршллитовые слои накопившиеся в начале койвенского времени сменяются известняками , что указывает на развитие раннедевонской трансгрессии. С.П.Макарова отмечает , что в южных и юго-восточных районах койвенский горизонт представлен в относительно глубоководной глинисто-карбонатной фацией (Кошинская, Восточно-Кардаиловская пл.) . На палеоподняти-ях, осложнявших Узеньско-Сакмарский прогиб койвенский горизонт сложен мелководными карбонатными породами-реликтово-органогенными доломитами (скв.85 Бердянская).

Начало бийского времени характеризуется усилением морской трангресии. Широкое развитие органогенных построек свидетельствует о мелководном характере бийского бассейна на всей территории северного обрамления Узеньско-Сакмарского палеопрогиба (Пугачевско-Перелюбский, Южно-Бузулукский и Восточно-Оренбургский мегаблоки), которая представляла собой мелководную часть шельфа. На юге она переходила в относительно глубоководную депрессию в районе Узеньско-Сакмарского палеопрогиба. Относительно глубоководные карбонатные отложения вскрыты как в центре(Кошинская пл.), так и на востоке (скв.5 Шуваловская, 1 Во-сточно-Кардаиловская) палеопрогиба . На палеоподнятиях внутри прогиба преобладали условия мелководной карбонатной седиментации, аналогичные условиям северного обрамления палеопрогиба . Более интенсивное погружение территории в районе Узеньско-Сакмарского палеопрогиба чем его северного обрамления обусловило значительно большую мощность биогенных карбонатов , компенсировавших опускания в пределах палеоподнятий , осложнявших прогиб. Мощность бийских отложений на Чинаревском палеоподня-тии достигает 400 метров(ср. с мощностью 220м на Зайкинской площади) . Выполненные реконструкции позволяют предположить , что в бийское время на южном борту Узеньско-Сакмарского палеопрогиба существовали условия благоприятные для накопления мелководных карбонатов с возможным формированием органогенных построек.

Условия осадконакопления в афошшское время наследуются от бийского , но с усилением морской тращресии и углублением

бассейна . Фациальные условия становятся более дифференцированными . В течение афошшского времени на западе региона происходило унаследованное в общих чертах осадконакопление. На юго-востоке полный размыв этих отложений затрудняет расшифровку их формирования . Однако данные по составу афонинского на Восточно-Оренбургском палеоподнятии и площади Карачаганак позволяют предполагать , что в конце эйфельского века на юго-востоке региона произошло углубление бассейна. Относительно глубоководные карбонатные отложения развиты, по данным С.П.Макаровой , в южной части Восточно-Оренбургского палеоподнятия, где ею выделен Колганско-Борисовский палеопрогиб, являющийся по нашему мнению . частью расширившегося в северном направлении Узеньско-Сакмарского палеопрогиба . Граница распространения биогермов проходит чуть западнее Колганской, Дачной, Кариновской, Шува-ловской и Переволоцкой площадей . Афонинское время характеризуется интенсивным погружением всей восточной части региона , как прогибов так и поднятий. Об этом свидетельствует сравнение состава афонинских отложений на площади Карачаганак и в районе Ка-мелик-Чаганских поднятий. В разрезах афонинского горизонта на поднятиях Камелик-Чаганской структурной зоны преобладают известняки и доломиты . Аргиллиты имеют подчиненное развитие . Карачаганакский разрез (скв.15) сложен аргиллитами с подчиненными пластами известняков. Учитывая то обстоятельство, что область сноса терригенного материала находилась северо-западнее Камелик-Чаганской структурной зоны, можно заключить, что преобладание аргиллитов а разрезе Карачаганака является относительным. Оно обусловлено обеднением разреза карбонатами за счет утонения карбонатных пластов ( по сравнению с разрезами Камелик-Чаганской зоны), сформированных в относительно глубоководных условиях . Можно предположить, что территория южного обрамления Узеньско-Сакмарского палеопрогиба , являющаяся аналогом Камелик-Чаганской структурной зоны в афонинское время являлась областью мелководного карбонатного осадконакопления .

В конце афонинского времени в Зайкинско-Гаршинской зоне, по-видимому, происходило обмеление бассейна , что способствовало накоплению карбонатно-терригенной (в основном глинистой) пачки черноярского возраста .

Исходя из вышеизложенного , можно констатировать , что палеогеографическая и фациальная обстановка в эмско-эйфельское время , а также тектонический режим исследуемой территории создали благоприятные условия для образования эмско-эйфельского резервуара .

-12В составе эмско-эйфельского природного резервуара выделяются три большие группы:

1 группа - резервуары , характеризующиеся доказанной нефтегазоносностью и значительной степенью разбуренности ;

2 группа - резервуары с еще не доказанной нефтегазоносностью , но имеющие коллекторы по результатам бурения одной или нескольких скважин , и резервуары , где были получены притоки из одной или нескольких скважин , но с незначительной степенью разбуренности ;

3 группа - прогнозируемые природные резервуары, не охваченные бурением .

В пределах первой группы можно выделить два крупных субрегиональных резервуара : Бузулукский , приуроченный к одноименной впадине , и Восточно-Оренбургский - в пределах одноименного поднятия.

При выделении зональных резервуаров в пределах той или иной структурной зоны учитывались различия между ними в стратиграфической полноте , в особенностях соотношения коллекторов , промежуточных толщ , ложных покрышек , внутрирезервуар-ных покрышек.

Используя этот принцип в пределах Бузулукского субрегионального резервуара , выделены зональные резервуары : Гаршин-схо-Ефимовский и Вшпневско-Росташинско-3айкинский с глинистой покрышкой черноярского возраста ; Ольховско-Пойменкый , Смоляной , Веселовско-Землянско-Борисовский и Сидоровский-локальныи с глинистой покрышкой воробьевского возраста.

В пределах Восточно-Оренбургского субрегионального резервуара выделены Колганско-Дачный зональный резервуар с глинисто-карбонатной покрышкой воробьевско - верхнеафонинско-го возраста и Шуваловский зональный резервуар с глинистой покрышкой воробьевско-афонинского возраста . За нижний флюидо-упор при выделении резервуаров принималась в основном поверхность фундамента.

В пределах второй группы резервуаров выделены Кошинско-Карачаканакский зональный резервуар с мощной глинисто-карбонатной покрышкой верхнеэйфельского возраста , Чинаревский зональный резервуар с глинистой покрышкой воробьевско-черноярского возраста и Первосоветский зональный резервуар с глинистой покрышкой черноярского возраста.

В пределах третьей группы прогнозируются резервуары, аналогичные резервуарам Зайкинской группы ( Уральско-Кобландинская зона поднятий).

-13В работе дана полная характеристика каждого резервуара с подробным описанием покрышек, коллекторов, промежуточных толщ (ложных покрышек). Выделены классы резервуаров. Кроме этого, использован способ записи природного резервуара в виде формулы. Например, строение Гаршинско-Ефимовского резервуара в виде формулы выглядит следующим образом:

12.4 3

ЗПР=У + Л + 12К[28]+ Уд + К[80] + Л + У Daf+Daf+Dáf+Daf+Daf+Dbs+Dcv +Аг =[0.0124] + [0.009] где У-флюидоупор ; Л-ложная покрышка ; К-коллектор; Ул-локальный внутрирезервуарный флюидоупор.

Цифры в верхнем правом углу показывают общую среднюю толщину пласта-коллектора К . Цифры в нижнем правом углу К - доля эффективной толщины от общей. Цифры в левом нижнем углу К -средняя пористость продуктивного пласта , 0.0124 и 0.0009 показывают величину приведенной плотности запасов по нефти и по газу, которая была подсчитана для резервуаров 1-ой группы. Эта величина используется для количественной оценки возможных запасов нефти и газа , приуроченных к различным типам природных резервуаров и отдельным зонам в пределах единого резервуара. Установлено , что в пределах отдельных структурно-фациальных зон коллекторские ( емкостные) свойства пород-коллекторов из-за сходства их происхождения и вторичных преобразований колеблются в относительно небольших пределах . Поэтому запасы нефти и газа на единицу обьема пород-коллекторов по разным месторождениям и залежам одной такой зоны величина достаточно устойчивая . Приведенная плотность запасов для характеристики перспектив нефге-газоносносщ природных резервуаров , зональных и локальных типов определяется для газа и нефти по формуле :

nr=Q/ S Н Р; Пн=С>/ S Н , где Q-геологические запасы нефти (тыс.т.) или газа; S-площадь залежи; Н-высота залежи.

Величины приведенной площади запасов суммируются и определяются средние значения , характеризующие приведенную плотность запасов для рассматриваемых резервуаров (Ильин В.Д.,1989).

Природные резервуары живетского комплекса делятся на две группы: воробьевского и ардатовского возрастов. Строение и распространение указанных резервуаров тесным образом связаны с литоло-го-фациальньши условиями их формирования , существенно отличными от условий формирования эмско - эйфельских резервуаров .

Палеогеографическая и фациальная обстановка , а также палео-геоморфологические условия способствовали накоплению пластов-коллекторов исключительно терригенного состава в отличие от эмско-эйфельского резервуара , для которого характерны как терри-генные, так и карбонатные коллекторы.

Начало живетского века ознаменовалось сменой карбонатной седиментации терригенной. Источником материала , как и раньше были кристаллические породы гранитоидных массивов на западе (Воронежская антеклиза) и северо-западе (Токмовский свод), а также в районе Жигулевской вершины Жигулевско-Пугачевского свода. Это время характеризуется интенсивным погружением южной части региона и унаследованным развитием в его пределах прогиба. Относительно ускоренными опусканиями охватывается также прилегающая к прогибу территория между Жигулевско-Пугачевским сводом и Восточно-Оренбургским поднятием-Бузулукская впадина. В воробьевское и ардатовское время эта впадина развивалась в режиме компенсации опусканий главным образом терригенными отложениями , о чем свидетельствует увеличенная по сравнению с Восточно-Оренбургским поднятием мощность живетских отложений. Северная часть Узеньско-Сакмарского прогаба , известная под названием Рубежинского прогиба , также была компенсирована живет-скими отложениями . Мощность их в районе изменяется с севера на юг от 230м (Мирошкинская пл.) до 300м (Долинная пл.) Конфигурация области распространения воробьевских песчаников , а также их преимущественное развитие и значительные мощности на пониженных участках палеорельефа в Камелик-Чаганской структурной зоне свидетельствует о формировании этих отложений в условиях авандеяьты , занимавшей юго-западную часть современной Бузу-лукской впадины. В глубоководной зоне Узеньско-Сакмарского прогаба пески авандельты резко сменялись глинами и известняками . Мощность глинисто-карбонатных воробьевских слоев в глубоководной части палеопрогиба значительно меньше , чем на его северном борту. Так в разрезе скв.5 Шуваловской она составляет 25 м, а в скв.101 Долинной -176м. Это указывает на недокомпенсащпо глубоководной части палеопрогиба в воробьевское время.

Ардатовское время характеризовалось широким распространением песчаного материала на территории Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия. В Узеньско-Сакмарском па-леопрогибе условия седиментации были унаследованы от предыдущего этапа. В конце ардатовского времени в регионе преобладало карбонатное осадконакопление . На северном борту Рубежинского прогиба , а также в районе Восточно-Оренбургского под

нятия в условиях мелководья формировались карбонатные отложения , содержащие органогенные постройки. В глубоководной зоне Узеньско-Сакмарского прогиба ардатовские слои (как и весь живет-ский ярус) представлены фацией относительно глубоководной депрессии в сокращенной мощности (скв.15 Карачаганак , скв.5 Шу-валовская ) . Таким образом , большая часть Узеяьско-Сакмарского прогиба в живетском веке унаследованно развивалась как относительно глубоководная-депрессия . Особенности осадконакопления в воробьевское и ардатовское время способствовали формированию природных резервуаров , содержащих терригенные пласты-коллекторы Д1У-1 , Д1У-2 (воробьевские) и ДШ-1 , ДШ-2(ардатовские) . Значительные мощности разнозернистых песчаников приурочены к палеоложбинам (авандельтам рек). На разделяющих их палеоподнятиях мощность песчаников значительно сокращается , наблюдается их глинизация , доля коллекторов сокращается до минимума. Максимальные эффективные мощности коллекторов приурочены к осевым частям палеоложбин. В юго-западной часта Бузулукской впадины выделяются три палеодолины: Гаршинская, Конновско-Ростошинская и Зайкинская. Значения суммарных максимальных эффективных мощностей воробьевских песчаников в пределах Гаршинскои ложбины достигают 7,2м (скв.ЗОО Ю-Гаршинская ) , 20м - Конновско-Ростошинской (скв.172) и 16м-Зайкинской (скв.555) . На палеоподнятиях суммарные значения эффективных мощностей составляют от 2 до 4м. В юго восточном направлении наблюдается постепенная смена грубозернистых песчаников на средне-мелкозернистые алевритовые. Так , например , процент пес-чанистости в скв.556 Мирошкинской имеет одинаковые значения со скв.702 Вишневской , однако доля проницаемых разностей в первой сокращается до нуля. В скважинах 63 и 113 Копшнских толщина пласта Д-1У-2 достигает 30-37 метров , а значение эффективной мощности составляет лишь 3 метра. В скв.П-4 Чинаревской доля проницаемых разностей тоже сокращается до нуля. К северу от Гар-шинской палеодолины песчаники выклиниваются. Здесь располагается обширная зона маломощных (не более 2-х метров) глинистых осадков. На юго-востоке Бузулукской впадины выделяется другая ветвь палеодолин : Ольховско-Сидоровская. Из-за относительной удаленности источников сноса (Ульяновский и Татарский палеосво-ды) вынос материала был незначительным. В этих условиях происходило накопление пласта Д-1У-1 малой мощности (1-4м). Далее к востоку песчаники выклиниваются и происходит их замещение маломощными глинистыми осадками. Конфигурация ардатовских палеодолин несколько меняется . По сравнению с воробьевскими

осевые части палеодолин смещаются несколько севернее , их ширина сужается. Пласты Д-Ш-1 и Д-Ш-2 представлены средне , мелкозернистыми алевритистыми песчаниками. Значения суммарных эффективных мощностей в осевых частях палеодолин достигают : в Гар-шинской -4,4 м , в Ростошинской-15м , в Зайкинской -9м. На юго-востоке Бузулукской впадины интенсивность сноса терригенного материала по сравнению с воробьевским временем несколько увеличивается . Значения суммарных эффективных мощностей в пределах Ольховско-Сидоровской палеодолины достигает 5м. В ардатовское время к западным источникам сноса присоединяются и восточные. В пределах Восточно-Оренбургского палеоподнягаж возникает система палеодолин (авандельт) , являющихся продолжением рек , стекавших с Башкирского палеосвода. Здесь выделяются 2 основные палеодолины Колганская и Шуваловская. Причем на востоке территории песчаники отличаются лучшей сортированностью и более крупной зернистостью.

Накопление пластов -коллекторов Д-1У(1,2) и Д-Ш(1У2) связано с этапами трангрессивных циклов. В конце первого этапа воро-бьевской трангрессии в условиях мелководно-морского режима происходило накопление карбонатно-алевритово-глинистых пород , сформировавших покрышку над пластом Д-1У-1. К концу второго этапа воробьевской трансгрессии дальнейшее углубление бассейна привело к накоплению известняков с прослоями аргиллитов ( "шкаповский известняк") , регионально прослеживаемых во всех скважинах и глинистой пачки значительной мощности. Эта мощная карбонатно-глинистая толща сформировала межрезервуарный флю-идоупор , изолирующий воробьевский резервуар от ардатовского . Формирование глинисто-карбонатных покрышек происходило в конце каждого этапа ардатовской трангрессии. К концу ардатовского времени изменение глубины бассейна способствовало накоплению толщи , сформировавшей межрезервуарный флюидоупор , в верхней части представленный карбонатами (" средний известняк" -регионально выдержанный репер).

Ш.Модель тектоники Узеньско-Сакмарского прогиба и выявленные закономерности размещения и строения девонских природных резервуаров являются основой прогноза типов ловушек нефти и газа в девонском комплексе северной части Прикаспийской впадины.

Изучением ловушек девонского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины занимались : Д.А.Астафьев , Е.П.Борисова , А.А.Ворожбит , А.А.Гусейнов , Т.Е.Ермолова , Г.А.Каледа , В.И.Кайдалов , Г.В. Фомина , Щ.З.Хусаинов , Н.С.Шик П.А.Широкова и др.Накоплена обширная информация о различных

типах ловушек УВ в девонских отложениях региона. Однако попытка прогноза строения ловушек УВ в слабоизучеяных районах исследуемой территории производиться впервые. С использованием классификаций ловушек , разработанных Г.А.Габриэлянцем , А.А.Гусейновым , Н.С. Шик и др. , проведен анализ распределения типов ловушек в пределах крупных элементов тектоники региона. Как и в большинстве нефтегазоносных регионов , здесь развиты ловушки трех типов : антиклинальные , неанггаклинальные , комбинированные. Антиклинальные ловушки подразделяются на ненарушенные и осложненные-тектонически и литологически экранированные .Ловушки неантиклинального типа подразделяются на ли-тологические ( выклинивания , баров и песчаных отмелей , органогенных построек) и стратиграфические (срезания). Среди ловушек комбинированного типа выделены структурно-литологические.

Формирование ловушек того или иного типа тесным образом связано с особенностями структуры девонского комплекса.

Систематизация ловушек показала , что в пределах юго-западной части Бузулукской впадины (Гаршинско-Зайкинско-Росташинская зона) в средне-девонском интервале разреза , с которым связаны месторождения УВ, развиты ловушки антиклинального типа, осложненные разломами-тектонически экранированные.

В геоструктурном отношении эта территория представляет собой зону сочленения Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской впадины , где по горизонтам девона фиксируется Камелик-Чаганская система флексур и сбросов, ступенеобразно погружающихся в сторону Прикаспийской впадины . Залежи нефти и газа приурочены к локальным поднятиям , имеющим тектоно-седиментационную природу. Эти структуры , развитые , как правило , на приподнятых крыльях флексур или тектонических нарушений, фиксируются по отражающим горизонтам"ПЗ" и "Оаф". Блоковое строение территории обеспечивало целую систему тектонических экранов и благоприятные условия для формирования ловушек и залежей в девонских отложениях. Вместе с тем на приподнятых крыльях тектонических ступеней существовали благоприятные условия для формирования органогенных построек . Таким образом , особенности тектонического строения рассматриваемого региона обусловили формирования здесь ловушек структурного и седимента-ционного типов.

К ловушкам указанных классов в карбонатных бийских и афонинских, а также терригенных воробьевских и ардатовских от ' ложениях приурочены залежи нефти и газа пластовые сводовые,тектонически экранированные . Особенности фациальной об

становки в живетское время оказали влияние на формирование ловушек УВ в этом районе. Формирование резервуаров некоторых из них происходило под действием не только тектонического , но и литологического факторов.

Анализ литолого-фациальных обстановок воробьевского и ардатовского времени выявил формирование авандельтовых форм, фиксирующихся положением палеоложбин и палеоотмелей (палеоподнятий) . Причем с первыми связано формирование песчаных тел , со вторыми - преимущественно глинисто - алевритовых отложений. Наличие литологических замещений создает условия формирования наряду с тектонически- , также и литологически экранированных залежей (Восточно-Зайкинское и др. месторождения).

В северо-восточной части Бузулукской впадины развиты ловушки антиклинального типа тектонически и литологические экранированные , к которым приурочены месторождения нефти \и газа Ольховское , Смоляное , Никифоровское , Воробьевское и Лебяжин-ское.

В пределах Ольховской зоны залежи нефти и газа связаны с карбонатными отложениями койвенско-бийско-афонинского возраста . Залежи пластовые , литологически экранированные . Экраном служат зоны замещения коллекторов более плотными карбонатными породами . Залежи в песчаниках воробьевского и ардатовского горизонтов связаны с авандельтовыми отложениями отложениями палеопрогибов и экранируются .тинией замещения песчаников глинисто-алевритовыми породами в сторону отмелей . Залежи в муллинских карбонатных отложениях и терригенных пашийских отложениях связаны с линзами проницаемых разностей среда непроницаемых . В пределах Смоляного месторождения залежь нефти в афонинском горизонте связана с ловушкой антиклинального типа тектонически экранированной.

В Сидоровской зоне залежь нефти Лебяжинского месторождения в воробьевских отложениях экранируется линией замещения песчаников на глинисто - алевритовые породы отмелей. Залежи нефти Воробьевского и Никифоровского месторождений связаны с породами пашийского горизонта и представляют собой линзы проницаемых разностей среди непроницаемых.

В пределах Восточно-Оренбургского поднятия в отложениях девона развиты ловушки комбинированного типа-структурно-литологические антиклинального и неантиклинального типов,на формирование которых оказала влияние палеотектоника района и особенности осадконакопления . Характерным палеоструктурным элементом южной части Восточно-Оренбургского поднятия является

Колганско-Борисовский палеопрогиб . Борта и центральная часть прогиба по горизонтам девона осложнены палеоподюпиями, предопределившими образование ловушек. Залежи в бийском и афонин-ском горизонтах связаны с ловушками двух типов:антиклпнальными (Донецкое месторождение) и структурно-литологическими (Колганское месторождение) . Роль лиголопгческого фактора в образовании ловушек заключается в наличии зон ограничивающих распространение пластов-коллекторов в связи с цементацией поро-вого пространства карбонатных отложений и уплотнением карбонатных пород . Залежи в ардатовско-нижнефранском комплексе связаны со структурно - литологаческими ловушками. Особенности осадконакопления этого района обусловили значительную фаци-альную изменчивость живетско-нижнефр анских отложений . Это обусловило ведущую роль литологического фактора в формировании ловушек.

В пашийское время на палеоподнятиях происходило формирование песчаных тел типа баров, песчаных банок , отмелей . С этими телами связаны ловушки углеводородов Колганского месторождения . Залежи нефти экранируются зоной фациального замещения песчаников глинистыми породами.

В раннекыновское время на палеоподнятиях формировались седиментационные тела типа органогенных банок . В палеопрога-бах происходит расслаивание нижнекыновского известняка глинисто-алевритовыми и мелкопесчаными породами , а сами известняки приобретают относительно глубоководный облик . С этими отложениями связаны структурно-литологические комбинированные ловушки (Донецкое месторождение).

С терригенными отложениями верхнефранско-фаменского возраста связаны ловушки антиклинального и неантиклинального типов . Эти отложения накапливались в результате размыва ордовикских и девонских отложений Оренбургского вала и носят название "колганской толщи". Вблизи источника сноса терригенного материала в Донецком , Сыртовском и Кариновском месторождении развиты ловушки антиклинального типа, так как здесь литологиче-ский фактор не играл своей роли . По мере удаления от источника сноса терригенного материала происходит постепенное замещение песчаников глинистыми карбонатами, которые являются литологи

ческим экраном . С такой ловушкой связано Дачно-Репинское месторождение .

Проведенное обобщение имеющейся геолого-геофизической информации о типах ловушек девонских отложений , развитых в

северной внешней бортовой зоне Прнкастшскон впадины, с учетом материалов по среднедевонской залежи Карачаганакского месторождения , позволяет довольно уверенно прогнозировать типы ловушек , перспективных на нефть и газ , в пределах неизученной части Прикаспийской впадины.

В пределах прогнозируемой Уральско-Кобландинской приподнятой зоны в карбонатных отложениях нижнего девона возможно развитие ловушек антиклинального типа : ненарушенных и осложненных тектонически и литологически . В терригенных отложениях нижнего девона прогнозируются ловушки антиклинального типа и тектонически осложненные , а также не исключается возможность наличия ловушек комбинированного типа : структурно-литологических.

В бийско-афонинском карбонатном комплексе в пределах Уральско-Кобландинской зоны поднятий при условии мелковод-ности этих отложений прогнозируется наличие ловушек рифогенно-го типа.

В пределах Узеньско-Сакмарского палеопрогиба прогнозируется наличие ловушек неантиклинального типа -ненарушенных и осложненных-тектонически и литологически экранированных. Наличие таких ловушек подтверждается изучением морфологии ловушки Карачаганакского месторождения , где из нижних горизонтов при опробовании живетско-афонинской части в открытом стволе скв. 15(5647-5754)получены притоки нефти и газа.

ГУ.Основным критерием нефтегазогеологнческого- районирования и оценки степени перспективности поисковых объектов в девонском комплексе северной бортовой зоны Прикаспийской впадины является положение района или объекта в структуре Узеньско-Сакмарского прогиба.

В практике поисковых работ на территории Оренбургской области применяется традиционная схема нефтегазогеологнческого районирования , в которой выделяются Южно - Бузулукский , Восточно-Оренбургский , Соль-Илецкий нефтегазоносные районы и северная часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции , приуроченные к соответствующим одноименным тектоническим элементам. Применительно к нефтегазоносным комплексам , в частности к девонскому , это районирование необходимо детализировать с выделением зон нефтегазонакопления (ЗНГН). Под зоной нефтегазона-копления понимается группа месторождений нефти и газа , объединенных по какому-либо признаку или совокупность признаков

(тектоническому , литолого - фациальному , типам ловушек и т.д.) . Исходя из этого определения , наиболее подходящей основой для выделения установленных и прогнозируемых ЗНГН , а также оценки степени перспективности земель и объектов поисков представляется разработанная схема строения строения Узеньско-Сакмарского прогиба. В этой схеме традиционно выделяемые элементы тектоники региона (южная часть Бузулукской впадины , Восточно-Оренбургское и СолЬсИлецкое поднятия , крайняя северная часть Прикаспийской впадины) представлены как элементы Узеньско-Сакмарского прогиба , характеризующиеся различными условиями нефтегазоносности девонских отложений . По степени перспективности на нефть и газ исследуемого комплекса в пределах северной бортовой зоны выделены районы высокоперспективные , перспективные и малоперспективные . Высокоперспективные районы характеризуются следующими признаками : Развитием нескольких природных резервуаров , наличием месторождений УВ , высокими кол-лекторскими свойствами резервуаров , наличием выявленных и подготовленных к бурению объектов.

Перспективные районы характеризуются теми же признаками, однако в их пределах наблюдается тенденция к ухудшению кол-лекторских свойств.

Малоперспективные районы характеризуются наличием в разрезе лишь одного природного резервуарам котором установлены коллекторы и предполагается спорадическое развитие покрышки . Месторождения УВ в этих районах к настоящему времени не выявлены.

К высокоперспективным районам отнесены южная часть Бузулукской впадины , включая Перелюбский прогиб и северный борт Рубежинского прогиба , южная часть Восточно - Оренбургского поднятия и Уральско-Кобландинсхая зона поднятий . Последняя отнесена к высокоперспектавным районам по комплексу прогнозируемых признаков.

В пределах высокоперспективных земель выявлены крупные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) - Южно-Бузулукская, Колганско-Сыртовская и прогнозируемая -Уральско-Кобландинская .

На западе Южно-Бузулукской ЗНГН (в Перелюбском прогибе) развиты природные резервуары живетского и франского воз-раста.Коллекторами являются песчаники воробьевско-ардатовского и кыновско-пашийского возраста, а в верхнефранском комплексе песчаники , являющиеся аналогом " колганской толщи ". В зтой части Южно-Бузулукской ЗНГН открыто 5 месторождений ( ЮжноПервомайское , Зап. Степное , Разумовское , Вост. Октябрьское и

Зап. Вишневское), с залежами в живетских и папшйских отложениях . Эти месторождения находятся в пределах Октябрьско-Кузябаевской зоны тектонических ступеней . Они связаны с локальными поднятиями , располагающимися на приподнятых крыльях ступеней . Имеются как ненарушенные так и нарушенные разломами поднятия . В тектонически нарушенных структурах опущенные крылья могут служить самостоятельными ловушками УВ . Основными поисковыми объектами в этой зоне являются ловушки аналогичные вышеуказанным . Кроме этого , в верхнефранском комплексе могут быть встречены ловушки неструктурного типа , связанные с линзами песчаников.Для подготовки новых перспективных объектов в пределах Октябрьско-Кузябаевской зоны необходимо продолжить здесь детальные сейсмические работы с обработкой части сейсмо-разрезов по программам ПГР для выявления линз песчаников верх-нефранского возраста . В центральной и восточной части Южно-Бузулукской ЗНГН развиты резервуары в эмско-эйфельском , жи-ветском и нижне-верхнефранском комплексах. Коллекторами являются биогермные известняки и доломиты бийско-афошшского возраста , песчаники такатинско - койвенского , воробьевско-ардатовского , пашийского возраста и верхнефранские биогермные известняки . В этой зоне открыты относительно крупные месторождения УВ (Зайкинское , Ростошинское , Вишневское , Гаршинское , Конновское и др.) с залежами нефти, газа и конденсата в эмско-живетском комплексе . Месторождения находятся в пределах Каме-лик-Чаганской системы тектонических ступеней и связаны с прираз-ломными локальными поднятиями . Анализ фонда выявленных и подготовленных структур показывает , что открытие крупных месторождений здесь маловероятно . В связи с этим в пределах Ка-мелик-Чаганской зоны прогнозируется открытие средних и мелких месторождений.

В восточной части Южно-Бузулукской ЗНГН основным объектом поисково-разведочных работ является пашийский горизонт . Кроме того поисковый интерес представляют бийско-афошшские карбонатные и ардатовские терригенные отложения . Эта часть ЗНГН так же , как и западная детально изучена сейсморазведкой . Реализация перспектив нефтегазоносности эмско-нижнефранского комплекса здесь будет обеспечиваться открытием мелких залежей УВ в пределах Сидоровско-Землянской структурной зоны . Слабо изученной как сейсморазведкой , так и бурением , остается центральная часть Южно-Бузулукской ЗНГН. Здесь установлено отсутствие воробьевских , пашийских и спорадическое развитие ардатов-ских песчаников . Прогнозируется развитие резервуаров в бийско-

афонинских карбонатных отложениях . Для полной оценки нефтегазового потенциала Южно-Бузулукской ЗНГН необходимо осуществить детальные сейсморазведочные работы в ее центральной части для подготовки здесь поисковых объектов по сейсмическому горизонту Даф.

Колганско-Сыртовская ЗНГН выявлена в южной части Восточно-Оренбургского поднятия , в пределах Колганско - Борисовского палеопрогиба и, его бортов . По дитолого-фациальным условиям нефтегазоносности Колганско-Сыртовская ЗНГН подразделяется на две части - центральную и бортовую. В пределах центральной части ЗНГН развита толша компенсации Колганско-Борисовского палеопрогиба ( "колганская толща" ) , содержащая песчаники , с которыми связаны основные месторождения этой зоны . Здесь развиты также нефтеносные резервуары в карбонатах бийского , песчаниках ардатовского и пашийского , а также карбонатах кыновского горизонта . Залежи нефти часто приурочены к ловушкам стр уктур но -лито до гическо го типа .' Все месторождения этой зоны отнесены к разряду мелких . Однако их территориальная сближенность и многозалежный характер позволяет рассчитывать на высокую экономическую эффективность разведки и разработки. Перспективы поисков связываются прежде всего с восточной частью Колганско-Сыртовской ( центральной ) ЗНГН , в которой открыто Олыпанское месторождение . Здесь прогнозируется развитие четырех резервуаров в бийских , ардатовских , нижнефранских и верхнефран-ских отложениях. Основная поисковая задача в этом слабо исследованном сейсморазведкой районе заключается в наращивании количества подготовленных к бурению структур.

Во внешней (бортовой) зоне Колганско-Борисовского палеопрогиба выделена Колганско-Сыртовская бортовая ЗНГН , в которой главным поисковыми стратиграфическими объектами являются нижнефранские (пашийские песчаники) и верхнефранские карбонатные отложения . В составе последних выявлены нефтеносные органогенные постройки на Лапасской , Рыбкинской и других площадях. Органогенные постройки , перекрытые верхнефранскими карбонатно-глинистыми отложениями , представляют собой природные резервуары., приуроченные к локальным поднятиям по кровле нижнефранских отложений. В рассматриваемой зоне первоочередными поисковыми объектами являются подготовленные сейсморазведкой по горизонту Д локальные структуры: Бахтизинская , Бурлюкская, Яркеевская , Спортивная , Черепановская , Капитонов-ская и другие.

Высокой степенью перспективности характеризуется вся территория южного борта Узеньско-Сакмарского палеопрогиба , где выделяется Уральско-Кобландияская прогнозируемая ЗНГН , приуроченная к одноименной зоне поднятий. Проведенные исследования позволяют прогнозировать существование в этой зоне шельфовых карбонатных фаций девона . Можно предположить здесь развитие природных резервуаров , аналогичных резервуарам бийско-афонинского возраста Камелик-Чаганской зоны и нижнедевонским карбонатным резервуарам Камено-Бердянской площади на Соль-Илецком своде , а также верхнефранским карбонатным резервуарам в восточной часта Южно - Бузулукской ЗНГН. В пределах Уральско-Кобландинской ЗНГН выявлены поднятия : Кузнецовское, Долинское, Кзылькульское, Ащисайское, Буранное. В качестве первоочередного района поисков следует выделить относительно более изученную сейсморазведкой восточную часть зоны , а в ее пределах Буранное, Кзылькульское и Ащисайское локальные поднятия . Для постановки поискового бурения необходимы дополнительные сей-сморазведочные работы с целью детализации строения выявленных поднятий и открытия новых объектов .

К перспективным районам отнесены южная часть Жигулев-ско-Пугачевского . свода (Карповский структурный нос) , южная часть Ершовско-Пигаревской моноклинали, осевые зоны Погодаево-Остафьевского и Рубежинского прогибов , южная и юго-западная часть Соль-Илецкого свода , Чинаревско-Копшнская система поднятий , внутренняя область Прикаспийской впадины , ограниченная Уральско-Кобландинской зоной поднятий.

На территории перспективных земель выделены Рубежинская ЗНГН , Чинаревская и Ершовско-Карповская ЗНГН, Карачага-накская ЗНГН , Песчано-Нагумановская и Базыровско-Хобдинская.

В северной части Ершовско-Карповской ЗНГН в связи с размывом отложений нижнефранско-живетских и верхней части эйфельских отложений , перспективы нефтегазоносности можно связывать с терригенным комплексом такатинско-койвенского возраста . В южной же части зоны, отделенной от области размыва системой протяженных разломов и характеризующейся стратиграфической полнотой разреза и развитием природных резервуаров в терригенном комплексе живетского и карбонатном комплексе бий-ско-афонинского возраста прогнозируется развитие тектонически экранируемых ловушек. В северной части Ершовско-Карповской ЗНГН рекомендуется постановка детальных сейсморазведочных работ для выявления поисковых объектов, в первую очередь, в така-тинско-койвенских отложениях. В южной части зоны предлагается

комплексирование детальной сейсморазведки с бурением параметрической скважины глубиной до 6км для изучения строения ловушек с тектоническим экраном и последующего поискового бурения.

На восточном продолжении Карповского структурного носа выделяется Дарьинское локальное поднятие , оконтуренное изогип-сой - 5800м по сейсмическому горизонту"ПЗ". Основной перспективный объект в разрезе поднятия-живетские песчаники . Большая глубина залегания перспективного комплекса на этой площади является фактором, сдерживающим продолжение поисковых работ. Однако, учитывая перспективность и ориентировочные размеры структурной ловушки (площадь около 70кв.км) , рекомендуется провести здесь детализационные сейсмораведочные работы с целью подготовки поискового объекта.

В Рубежинской ЗНГН главным объектом поисков являются воробьевские и ардатовские терригенные отложения. В этих же отложениях выделяются два природных резервуара содержащие песчаные коллекторы. В Рубежинской ЗНГН выявлены Ззалежи: газокон-денсатная - в воробьевских песчаниках на Долинной площади и нефтяная - в живетских песчаниках на Ташлинской площади. В Рубежинской ЗНГН помимо традиционных направлений поисков месторождений УВ в терригенных живетских отложениях на выявленных локальных поднятиях могут быть реализованы и другие направления , связанные с особенностями распределения песчаных тел в районе фронтальной части палеодельты. В этой зоне залежи нефти и газа приурочены к линзам песчаников среди непроницаемых разностей . Линзы песчаников образуют ловушки в пределах структурных носов и террас , на крыльях поднятий.

В пределах центральной части Чинаревской ЗНГН эмско-нижнефранский комплекс либо полностью отсутствует, либо частично размыт. В этой части зоны основные перспективы связываются с бийскими карбонатными отложениями. На периферии зоны эмско-нижнефранский комплекс развит в полном объеме. Кроме бийско-афонинских перспективны также и жив етские отложения. В Чинаревской ЗНГН открыто пока одно месторождение на Чинаревской площади. Залежь газа приурочена к бийскому биогерму. В южной части зоны , в пределах Южно - Рожковской и Бурлинской площадей предполагается наличие ловушек с тектоническими экранами. Для постановки здесь поискового бурения необходимо предварительное изучение этих ловушек . Для этой цели необходима постановка детальных сейсморазведочных работ в комплексе с глубоким параметрическим бурением .

Песчано-Нагумановская ЗНГН приурочена к юго-западной части Соль-Илецкого блока . Предполагается , что в этой зоне эм-ско-нижнефранский комплекс представлен в более полном объеме чем в северной части блока . Главным объектом поисков являются карбонатные отложения среднего девона . Наибольший интерес представляет собой Нагумановское поднятие , где эти отложения залегают на глубинах 6200-6400м , а также Барханная и Северо-Линевская площади.

В Прикаспийской впадине (Аксайский прогиб) намечена Базыровско-Хобдинская ЗНГН . Основные перспективы здесь связываются с карбонатными отложениями бийского горизонта и терри-генными такатинско-койвенскими породами. Первоочередными структурными объектами поисков является Хобдинская группа структур.

Граница Карачаганакской ЗНГН пока проведена условно. Предполагается , что эта зона простирается к западу от Карачага-нака , где могут быть развиты ловушки аналогичные Карачаганакской. В этой части зоны рекомендуются детальные сейсмораве-дочные работы с целью выявления объектов поискового бурения.

Выводы:

1. Элементы структуры эмско-франского комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины -южный склон Жигулевско-Пугачевского свода , Перелюбский , Рубежинско-Уральский , Аксайский прогибы , южная часть Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского поднятия , Соль-Илецкое , Чинаревское и Ка-рачаганакское поднятия являются составными элементами сложно построенного Узеньско-Сакмарского палеопрогиба.

2. Южный борт Узеньско-Сакмарского прогиба в современной структуре в значительной степени расформирован и выражен субширо-гаой Уральско-Кобландинской структурной зоной , включающей Кузнецовское , Долинское , Ащисайское , Кзылкуль-ское , Буранное и др. локальные поднятия.

3. Глубокие депрессии Узеньско-Сакмарского палеопрогиба играли роль ловушек терригенного материала , поступавшего в девонском периоде с севера. Поэтому на поднятиях , осложняющих прогиб (Соль-Илецкий выступ) , и в районах его южного борта девонские отложения имеют преимущественно карбонатный состав.

4. Формирование девонских отложений , содержащих природные резервуары с высокими коллекторскими свойствами , определялось условиями , благоприятными для развития мелководных карбонатно-терригенных фаций в северной и преимущественно

карбонатных фашш в южной бортовых зонах Узеньско-Сакмарского палеопрогиба.

5. Интенсивная дизъюнктивная нарущенностъ девонских отложений в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины , определившая формирование ловушек УВ с тектоническими экранами , выявленных в районе Бузулукской впадины , а также на Карача-ганакской площади , позволяет прогнозировать развитие аналогичных ловушек в районе Уральско-Кобландинской зоны поднятий.

6. Перспективы открытия месторождений нефти и газа в глубокоза-легаюших девонских отложениях малоизученных районов северной части Прикаспийскои впадины связываются с прогнозируемой Уральско-Кобландинской зоной нефтегазонакопления.

На основании выполненных исследований в работе защищаются следующие положения:

1. Основным тектоническим элементом северной бортовой зоны Прикаспийской впадины . определившим структуру и литолого-фациальный состав девонского комплекса является Узеньско-Сакмарский прогиб , осложненный поясом инверсионных поднятий и сопряженный на юге с Уральско-Кобландинской зоной поднятий.

2. Размещение и строение природных резервуаров в отложениях эмско-франского комплекса обусловлены их формированием в пределах различных структурных зон Узеньско-Сакмарского прогиба.

3. Модель тектоники Узеньско-Сакмарского прогаба и выявленные закономерности размещения и строения девонских природных резервуаров являются основой прогаоза типов ловушек нефти и газа в девонском комплексе северной части Прикаспийской впадины.

4. Основным критерием нефтегазогеологического районирования и оценки степени перспективности поисковых объектов в девонском комплексе северной бортовой зоны Прикаспийской впадины является положение района или объекта в структуре Узеньско -Сакмарского прогиба.

Список работ , опубликованных по теме диссертации.

1. Палеоструктура и прогноз нефтегазоносности северной бортовой зоны Прикаспийской впадины .

Сб. научных трудов ИГиРГИ " Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексов подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. Москва , 1989 , с-33.(Совместно с Б.А. Соловьевым и Н.Г.Подкорытовьш).

2. О пггампово-блоковой природе основания Карачаганакского рифа Прикаспийской впадины.

Доклады Академии наук СССР , 1987 , том 296 , N4 ( Совместно с академиком АН БССР Р.Г.Гарецким , В.А.Москвичом , Т.Д. Ивановой , Т.К.Замилацкой)

3. Прогноз нефтегазоносности нижне-пермских структур северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.

В кн. : " Зона нефтегазонакопления Восточно-Европейской платформы."- Москва , ВНИГНИ , 1987г. ( В соавторстве с И.Н. Комиссаровой) .

Отпечатано на ротапринте в картолитографии ВНИГНИ Заказ №31 тираж 85 28.11.1996 г.