Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Научные основы прогнозирования зон нефтегазонакопления на базе изучения тектоно-седиментационных закономерностей их формирования на юго-востоке Волго-Уральской антеклизы

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

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Денцкевич, Игорь Антонович

Актуальность проблемы. Юго-восточные окраинные районы Волго-Уральской антеклизы регионально нефтегазоносны по всему палеозойскому разрезу от нижнедевонских до верхнепермских отложений включительно. Выделяются до 60-70 пластов-коллекторов, группирующихся в восемь нефтегазоносных комплексов. Если в центральных областях провинции (Татарстан, Башкортостан) освоенность ресурсов УВ сырья достигла высоких пределов, то более южные районы Самарской и Оренбургской областей в силу больших глубин залегания продуктивных горизонтов и ряда других причин оказались менее изучены и перспективы выявления новых месторождений, особенно в крайних южных и восточных районах, еще достаточно высоки. Поэтому весьма актуальны задачи поисков месторождений нефти и газа в малоизученных районах юго-востока Волго-Уральской антеклизы.

Трудности поисков заключаются, прежде всего, в великом многообразии типов и форм ловушек и залежей и их приуроченности к разным этажам и интервалам разреза. Каждый из типов имеет свои собственные, специфические, отличные от других способы формирования и ареалы распространения.

Познание закономерностей формирования и прогнозирование на этой основе новых нефтегазоносных районов (ИГР) и зон нефтегазонакопления (ЗНГН) представляет важнейшую теоретическую и практическую задачу для обоснования направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. Любая ЗНГН обладает определенным набором тектоно-седиментационных особенностей, сложившихся в процессе ее эволюции, и присущих только той группе залежей и месторождений, которыми она представлена. Поэтому прогнозирование новых ЗНГН предполагает проведение большого комплекса научных исследований в области осадконакопления, тектогенеза, постседиментационных преобразований, палеоэкзогенных процессов и других явлений, формирующих в » • т^еделенных местах и этажах разреза ловушки и структурные " циации разных типов. г Объект исследования. Объектами исследований являлись

§ ^ ' всех возможных типов, группирующиеся в структурные зоны г | ? ны нефтегазонакопления на территории Оренбургской области "5 с ающих площадях Татарстана, Башкортостана, Казахстана и ~ г ой области.

Цель и задачи исследований. Целью исследований является разработка научных основ прогнозирования зон нефтегазонакопления на базе изучения тектоно-седиментационных постседиментационных закономерностей формирования ловушек нефти и газа на юго-востоке Волго-Уральской антеклизы и на этой основе - научное обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ в регионе.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи: выявление особенностей тектонического развития и современного строения территории на основе детального изучения места, времени и интенсивности проявления блоковых тектонических движений в связи с влиянием их на процесс структурообразования; установление контролирующей роли седиментационных факторов в формировании ловушек нефти и газа, зон и районов нефтегазонакопления; изучение влияния постседиментационных процессов (денудационных, эрозионно-карстовых, абразионно-аккумулятивных и др.) на образование палеоэкзогенных типов ловушек и их ассоциаций; систематизация типов ловушек, классификация их на морфогенетической основе; построение структурных моделей нефтегазоперспективных зон, образуемых разными типами ловушек, поиски закономерностей их размещения по комплексам и тектоэлементам; научное обоснование наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ с учетом геолого-экономической оценки освоения ресурсов нефти и газа.

Методы исследований и фактический материал. Стоявшие перед автором задачи решались методами структурного,палеотектонического, палеогеоморфологического, стратиграфического и лито-фациального анализа на базе изучения промыслово-геофизических характеристик, результатов опробования и описаний керна по пробуренным на территории скважинам, а также материалов геофизических исследований недр.

В основу положен фактический материал по более, чем 3 тысячам поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, временные сейсмические разрезы и структурные карты площадей многих сейсмических партий, проводивших работы на заявленной территории. В работе использовались материалы ОАО

Оренбургнефти», «Оренбурггеологии», «Татнефтегеофизики», «Самаранефтегеофизики», Оренбургской геофизической экспедиции

Научная новизна.

1. Для оценки структурообразующей роли тектоники разработана и успешно применена методология изучения блоковых движений на базе детального анализа разрезов скважин с выделением компенсационных толщ.

2. Были исследованы время, место проявления и интенсивность (амплитудность) блоковых тектонических движений в фанерозое. Установлены до 10 периодов их активизации, в числе которых выделены 3 главные фазы тектогенеза, сыгравшие решающую роль в формировании тектонических структур региона: средне-позднефранская, раннепермская и альпийская. Они характеризуются максимальным площадным проявлением и высокой интенсивностью межблоковых смещений.

3. С помощью того же метода доказана пространственно-временная связь локального структурообразования с блоковыми движениями.

4. Впервые составлена схема районирования изученной территории по месту, времени и интенсивности проявления основных тектонических фаз, положенная в основу прогноза ЗНГН тектонического генезиса.

5. По результатам дробного анализа мощностей и фаций карбонатных толщ франско-турнейского комплекса значительно уточнена территория распространения биогермно-шельфовых отложений, обоснованы ее высокие перспективы в широкой зоне, подковообразно обрамляющей с внешней стороны Муханово-Ероховский прогиб.

6. Обоснована неантиклинальная природа большийства ловушек нефти в терригенном девоне Восточно-Оренбургского сводового поднятия. На этой основе впоследствии были открыты десятки месторождений нефти с залежами литолого-стратиграфического, эрозионно-аккумулятивного, дизъюнктивного и других неантиклинальных типов.

7. Разработан тектоно-эрозионный механизм формирования девонских грабенообразных прогибов, вооруживший ГРР дополнительными поисковыми критериями. Предложенная модель подтверждена последующим глубоким бурением в Оренбургской и Самарской областях.

Научно обоснована и впервые представлена на карте система предардатовских палеодолин, рассекающих восточный край антеклизы, установлена приуроченность к ним аккумулятивных песчаных тел пласта ДШ, образующих рукавообразные зоны с ловушками литолого-стратиграфического типа.

9. Разработана морфогенетическая классификация ловушек, встречающихся в изученном регионе, исследованы закономерности их размещения в разрезе и пространстве.

10. На базе геолого-экономической дифференциации неразведанных ресурсов найдены их предельные значения на объектах, соответствующие порогу рентабельности при их освоении.

Практическая ценность и реализация результатов исследований в промышленности. Практическое значение работ диссертанта заключалось в научном геолого-геофизическом обосновании многих программ региональных и поисковых работ по Оренбургской области, от ежегодных и пятилетних до долгосрочных. Автор руководил составлением первого в области «Комплексного проекта ГРР на 1979-80 г.г.» и на последующие пятилетки вплоть до 1995 г., участвовал в их обосновании по Волго-Уральской провинции. Реализация КП привела к открытию многих месторождений нефти и газа и обеспечила прирост их запасов, опережающий добычу нефти и частично - газа [22].

На основе рекомендаций автора о расширении границ бортовой системы Муханово-Ероховского прогиба [27,28,35,43] в количественной оценке ресурсов нефти по состоянию на 1.01.93 г. начальные суммарные ресурсы нефти во И НГК в сравнении с исходными данными были увеличены на Восточно-Оренбургском сводовом поднятии - в 1,6 раза, на южном погружении Татарского свода - в 1,3 раза. Был обоснован новый нефтеносный комплекс [27]. Позднее в отложениях этого комплекса открыты десятки залежей нефти, по которым получен прирост промышленных запасов в количестве 9750 тыс.т категории С] и 6164 тыс.т категории Сз

За время работы в экспедиции глубокого бурения в качестве начальника геологического отдела автор принимал участие в открытии Пономаревского и Самодуровского месторождений (1960-62 г.г.), в качестве главного геолога геофизической экспедиции - Бобровского, Курманаевского, Тананыкского, Пронькинского, Никольско-Сорочинского и уникального Оренбургского нефтегазоконденсатного (1962-1976 г.г.), в качестве руководителя Оренбургской комплексной лаборатории ВО ИГиРГИ и зав.отделом ОренбургНИПИнефть -Давыдовского, Загорского, Пролетарского, Родниковского, Врезовского, Ольшанского, Школьного, Преображенского и других (после 1976 г.).

Внедрение рекомендаций автора обеспечило прирост промышленных запасов нефти и газа только на Родниковском и Пролетарском месторождениях - 13,656 млн.т. усл. топл.

За участие в открытиях месторождений нефти и газа и внедрение результатов научных исследований в практику поисково-разведочных работ автор отмечен дипломами и знаками «Первооткрыватель месторождения», «Отличник разведки недр», серебряной и бронзовой медалями ВДНХ СССР.

Помимо решений научно-производственных задач соискателем самостоятельно или в содружестве были предложены и внедрены в производство ряд научно-методических рекомендаций [18, 19, 31, 38, 40, 46, 58]. Одна из них включена в «Методические указания Миннефтепрома по поискам и разведке мелких месторождений нефти и газа» [38].

Под руководством и при участии автора в последние годы разработаны «Программа геологоразведочных работ на нефть и газ в Оренбургской области на 1993-2000 годы» [48, 50, 52], «Инвестиционная программа освоения ресурсов нефти и газа перспективных территорий Оренбургской области» [57], «Концепция лицензирования месторождений нефти и газа и перспективных земель Оренбургской области с целью стабилизации добычи УВ на период с 1995 по 2005 г.г.» [51], положенные в основу деятельности по недропользованию Комитета природных ресурсов и Администрации области, Оренбургской нефтяной акционерной компании (ОНАКО) и других производственных предприятий.

Структура и объем работ. Диссертация выполнена в виде научного доклада и состоит из общей характеристики работы, семи разделов с подразделами, заключения и списка публикаций автора по теме диссертации. При подготовке доклада широко использована монография «Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области», опубликованная в 1997 г., в которой главы 3 и 11 написаны лично автором.

Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации изложены в 61 опубликованных работах, в том числе в 2-х монографиях и 1 справочнике (с соавторами), а также в 72 научных и производственных отчетах и проектах.

Результаты исследований докладывались на объединенной сессии УФАН СССР и Оренбургского СНХ по развитию производительных сил Оренбургской области (Оренбург, 1959); на выездной сессии Ученого совета ВНИГНИ по теме: «Основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в Оренбургской области», (Оренбург, 1964); на выездных сессиях Ученого совета по региональным геолого-геофизическим работам и опорному бурению Министерства геологии СССР, посвященных изучению бортовой зоны Прикаспийской впадины (Саратов, 1964, 1967); на Всесоюзном совещании по проблеме поисков подсолевых структур (Полтава, 1966); на VI Всесоюзной научно-технической геофизической конференции (Ленинград, 1968); на школе-семинаре передового опыта по комплексному геолого-геофизическому картированию погребенного складчатого фундамента (Воронеж, 1969); на совещании по методике картирования сейсморазведкой малоамплитудных структур (Минск, 1971); на Оренбургской областной декаде пропаганды достижений науки и техники, передового производственного опыта (Оренбург, 1973); на выездных сессиях ЭГС Мингео РСФСР (Саратов, 1971; Элиста, 1975); на совещании «Повышение достоверности изучения подсолевых и надсолевых структур в Прикаспийской впадине (Актюбинск, 1975); на VIII Всесоюзной научно-технической геофизической конференции (Тюмень, 1976); на совещании «Закономерные связи цикличности осадочного чехла, тектонических движений с процессами нефтегазонакопления» (Пермь, 1983); на совещании «Итоги опытно-методических исследований II этапа на опорных полигонах с целью разработки временного методического руководства по поискам скоплений УВ в ловушках неантиклинального типа» (Саратов, 1984);

----- на выездном заседании геологической секции НТС МНП «Пути ускорения поисков и разведки новых месторождений нефти, повышения их результативности и ответственности геологической и геофизической служб отрасли в свете решений XXVI съезда КПСС» (Куйбышев, 1984); на научно-практической конференции «Актуальные проблемы интенсификации экономики Оренбуржья» (Оренбург, 1985); на научно-технической конференции Миннефтепрома и НТО НГП «Итоги геологоразведочных работ в отрасли за 1981-85 г.г. и основные пути повышения их эффективности в XII пятилетке» (Пермь, 1986); на I Всесоюзной конференции «Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр» (Москва, 1988 ); на совещании «Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельских прогибах» (Куйбышев, 1988); на совещании «Состояние научных, опытно-производственных исследований по разработке рациональной методики поисков залежей нефти и газа в ловушках сложноэкранированного типа» (Волгоград, 1988); на Всесоюзном совещании «Современные методы геологической интерпретации геофизических данных при решении задач поисков и

РОССИЙСКАЯ

ГОСУДАРСТВЕННА» БИБЛИОТЕКА разведки залежей нефти и газа» (Краснодар, 1989); на XII Губкинских чтениях в Академии нефти и газа «Особенности поисков ловушек нефти и газа различного генезиса» (Москва, 1991); на научно-практической конференции ВНИГНИ «Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения)» (Москва, 1997); на Международной научной конференции «Геология и минеральные ресурсы юго-востока Русской платформы» (Саратов, 1998); на заседании «круглого стола» по проблеме обеспечения запасами УВ в республиках и областях Волго-Камского региона (Казань, 1998); на выездных совещаниях, проводимых ежегодно Миннефтепромом, Мингео, Роскомнедра по планам и направлениям геологоразведочных работ; на заседаниях ТЭС, НТС и Ученых советах Оренбургнефти, Оренбурггеологии, ОренбургНИПИнефти, Комитета природных ресурсов и Волжского отделения ИГиРГИ (Самара).

Основные защищаемые положения:

1. Тектонические, седиментационные и постседиментационные закономерности формирования и особенности современного строения ловушек и зон нефтегазонакопления в качестве структурной основы для выбора первоочередных направлений геологоразведочных работ.

Основные аргументы и фактический материал приводятся в опубликованных работах: 3, 6, 7, 9, 12, 13, 14, 15, 17, 20, 21, 23, 24, 25, 28, 29, 32, 34, 35, 36, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 49, 53, 54, 56, 60. Ниже в систематизированном виде он излагается в разделах 3,4, 5.

2. Методология изучения блоковых движений во времени и пространстве на базе детального анализа разрезов скважин (с выделением компенсационных толщ) для выяснения структурообразующей роли выявленных фаз складчатости в различных зонах района исследований.

Основные аргументы и фактический материал приводятся в опубликованных работах: 17, 50, 54, 56. Ниже в систематизированном виде материал излагается в разделе 2.

3. Принципы морфогенетической классификации ловушек нефти и газа применительно к району исследований, закономерности их латерального и вертикального группирования.

Основные аргументы и фактический материал приводятся в опубликованных работах: 7, 15, 17, 21, 24, 25, 28, 32, 34, 35, 36, 43, 44, 47, 49, 55. Ниже в систематизированном виде материал излагается в разделе 6.

4. Научное обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ с учетом их геолого-экономической оценки.

Основные аргументы и фактический материал приводятся в опубликованных работах: 14, 22, 23, 35, 4, 45, 46, 48, 50, 51, 52, 53, 54, 57, 58, 59, 60. Ниже в систематизированном виде материал излагается в разделе 7.

С большой признательностью в процессе многолетних исследований автор пользовался консультациями, советами и публикациями многих ученых и производственников, работавших над проблемами геологии Волго-Уральской провинции: А.Г.Алексина , В.Н. Андреева , А.А.Аксенова , К.Б.Аширова, А.А.Голова,

B.И.Громеки, М.М.Грачевского, Н.А.Еременко, И.М.Жукова, А.Н.Золотова, К.А.Клещева, И.И.Кожевникова, Н.А.Крылова, Л.Г.Кирюхина, Ю.М.Кутеева, Н.Н.Лисовского, О.М.Мкртчяна,

C.П.Максимова, А.П.Моргунова, А.В.Овчаренко, П.И.Постоенко, С.В.Санарова, М.Ф.Свищева, Б.А.Соловьева, Э.М.Халимова, Р.О.Хачатряна, Ф.И.Хатьянова, И.А.Шпильмана и других.

Особая благодарность коллегам по институту В.К.Баранову,

A.Г.Бедину, А.Г.Галимову, В.И.Кайдалову, Г.В.Макарову,

B.А.Ощепкову, О.А.Хоментовской, Г.Д.Яхимович, оказавшим в разное время большую помощь при выполнении работ.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Юго-восточная окраина Волго-Уральской антеклизы представляет ее наиболее погруженный участок, граничащий с Прикаспийской синеклизой и Предуральским прогибом. Мощность осадочной толщи достигает здесь 5-6 и более км. Ее характерной особенностью в современном плане являются региональный южный и юго-восточный наклоны всех поверхностей и увеличенные мощности большинства подразделений, сыгравшие существенную роль в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Для общей оценки перспектив нефтегазоносности региона рассмотрены вопросы тектонического и нефтегеологического районирования, возможности ресурсной базы, показаны значение и роль геохимических, гидрогеологических, палеогеотермических, литолого-фациальных и структурных критериев для процессов генерации и аккумуляции нефти и газа.

В основу тектонического и нефтегеологического районирования палеозойского платформенного этажа положена тектоническая схема Р.О.Хачатряна (1979), принятая для практического использования всеми нефтедобывающими предприятиями Волго-Уральского региона. В число объектов настоящих исследований вошли следующие 5 крупных геотектонических элементов юго-востока Волго-Уральской антеклизы: южный склон Южно-Татарского свода, Бузулукская впадина, рассматриваемая в составе двух разнородных зон - ее северного борта и южного погружения, Восточно-Оренбургское сводовое поднятие и Соль-Илецкий свод. Кроме названных элементов в качестве самостоятельного структурного подэтажа изучался Муханово-Ероховский прогиб, входящий в Камско-Кинельскую систему некомпенсированных прогибов. Крупнейшими надпорядковыми элементами, ограничивающими Волго-Уральскую антеклизу с востока, является Предуральский прогиб, а с юга - Прикаспийская синеклиза.

Среди административных районов Волго-Уральской провинции наименьшей степенью разведанности начальных суммарных ресурсов нефти и газа (соответственно 49% и 73%) отличается Оренбургская область, что связано с большими глубинами залегания основных нефтегазоносных комплексов. По этой причине перспективы ее в выявлении новых объектов нефте- и газодобычи чрезвычайно высоки. Неразведанные ресурсы нефти в области составляют еще 846 млн.т, газа - 750 млрд.м3 и конденсата - 177 млн.т. При этом максимальные их объемы приходятся на самые глубокопогруженные элементы юга Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского и Соль-Илецкого сводовых поднятий, а по газу - на Предуральский прогиб и Прикаспийскую синеклизу.

Исследованиями К.Ф.Родионовой, С.П.Максимова, Е.С.Ларской, М.К.Калинко, А.А.Аксенова, В.А.Чахмачева, И.Н.Ляпустиной и других дана региональная оценка геолого-геохимическим условиям нефтегазообразования. Установлено, что почти все нефтегазоносные комплексы от эйфельско-нижнефранского до нижнепермского включительно содержат в своем составе благоприятный в фациально-генетическом отношении сапропелевый тип ОВ, характеризуются восстановительной или слабо восстановительной геохимической обстановкой, высоким содержанием Сорг., глубокими катагенетическими превращениями ОВ - до МК2 - МК4, наличием сингенетичных, остаточных и элигенетичных битумоидов. Перечисленные критерии свидетельствуют о развитии процессов генерации, эмиграции, миграции и перераспределения ОВ и битумоидов, что позволяет отнести многие комплексы к нефтегазопроизводящим. В то же время генерационный потенциал разновозрастных и разнофациальных толщ различен. Наиболее высоким генерационным потенциалом в регионе обладают I эйфельско-нижнефранский, II - среднефранско-турнейский, III - малиновско-бобриковский и VII - нижнепермский нефтегазоносные комплексы. Пониженным генерационным потенциалом характеризуются отложения IV - окско-башкирского, V - верейского и VI - средне-верхнекаменноугольного комплексов.

В прогнозе фазового состояния УВ в недрах решающая роль принадлежит методу витринитовой палеотермометрии [И.И.Аммосов, В.И.Горшков, Н.П. Гречишников и др.]. Исследованиями ИГиРГИ, проведенными по югу Бузулукской впадины [А.А.Аксенов, В.А.Чахмахчев, Г.П.Волкова и др.], установлено, что в полном соответствии с палеогеотермическими критериями нефтегазоносности залежи легких нефтей с высоким газовым фактором, газоконденсата или газа следует ожидать на крайнем юге в зоне палеотемператур от 175° до 200 и свыше . Палеотемпературные показатели более северных зон Бузулукской впадины характеризуют условия, благоприятные для формирования залежей жидких УВ.

На основе изучения процессов генерации, эмиграции и аккумуляции УВ И.Н.Ляпустиной выделены нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), служившие источниками УВ при формировании залежей. Для эйфельско-нижнефранского комплекса наибольшим потенциалом обладала бийско-афонинская карбонатная толща повышенной мощности, простирающаяся через юг Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургское сводовое поднятие. Во франско-турнейском комплексе основными источниками генерации УВ служили доманиковые и органогенные породы Муханово-Ероховского прогиба, охватывающие территорию Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского сводового поднятия, северной бортовой зоны Прикаспийской синеклизы. По малиновско-бобриковскому комплексу максимальным генерационным потенциалом обладала центральная часть Муханово-Ероховского прогиба, выполненная глинистыми осадками большой мощности.

Нефтегазоматеринские толщи в вышележащих комплексах имели меньшее развитие по сравнению с описанными. Дополнительными источниками УВ служили глубокопогруженные НГМТ Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба.

Ресурсы УВ, оцененные по геохимическим параметрам объемно-генетическим методом, оказались в полтора раза выше НСР Оренбургской области, что свидетельствует о том, что генерационный потенциал палеозойских НГМТ не только достаточен для формирования известных и прогнозируемых залежей УВ, но имеет еще значительный резерв.

Помимо наиболее разработанной и признанной концепции происхождения нефти за счет рассеянного ОВ ряд исследователей придерживаются гипотезы неорганического происхождения. У органической гипотезы также разрабатываются разные варианты. Например, И.М.Михайловым предложена своя модификация осадочно-миграционной теории, согласно которой исходным веществом для образования залежей нефти и газа служат продукты жизнедеятельности анаэробных колониальных микроорганизмов.

Наряду с геохимическими показателями важное значение в оценке перспектив нефтегазоносности отводится гидрогеологическим условиям, способствующим генерации, аккумуляции и консервации УВ. Гидрогеологические и гидрохимические исследования в регионе в разное время проводились Е.А.Барс, Г.П.Якобеоном,

В.И.Малиновской, М.И.Зайдельсоном, А.И.Чистовским,

М.М.Булычевым, Г.М.Шляпниковым, В.И.Кузнецовым и др. Установлено, что большинство гидрогеологических комплексов характеризуются благоприятными в региональном плане гидрогеологическими и гидрохимическими показателями. Воды обладают повышенной минерализацией, высокой степенью метаморфизации, преимущественно хлоркальциевым составом, высокой газонасыщенностью, обогащением водорастворенных газов углеводородами, высокими напорами. По своим гидродинамическим показателям они относятся к застойным водам. Все это свидетельствует о надежной гидрогеологической закрытости пластовых вод и высоких нефтегенерирующих свойствах пород.

Важнейшим показателем для оценки перспектив нефтегазоносности является наличие коллекторов и покрышек. Изучением литофациальных и формационных особенностей разреза, коллекторских свойств пород в разные годы занимались К.Б.Аширов, М.В.Корж, Г.А.Каледа, Т.Т.Клубова, М.С.Зонн, И.К.Королюк, ЕЛ. Меламуд, И.Н.Щекотова, С.П.Макарова, В.К.Баранов, М.А.Политыкина и другие. В описываемом регионе выделены более 60 промышленно нефтегазоносных терригенных и карбонатных пластов-коллекторов, группирующихся в восемь нефтегазоносных комплексов: I —нижнедевонско-нижнефранский, II - среднефранско-турнейский, III - нижневизейский терригенный, IV - визейскобашкирский карбонатный, V - верейский, VI - каширско-верхнекаменноугольный, VII - нижнепермский, VIII -верхнепермский. Качество и характер распространения пластов-коллекторов подчинены определенным закономерностям, присущим каждому пласту или группе пластов. Одни из них развиты почти повсеместно и носят региональный характер (PI, Б2, В), В2, Д1, ДШ), другие распространены, хотя и на обширных, но все же ограниченных территориях (А з, А4, Оь 02 .О», Дф1, ДфН, Дкг, ДУ, ДУ1), третьи имеют локальное развитие (Уь Пд, Ао, Тл, ДУН, БС).

В изученном регионе практически нет территории, где отсутствовали бы все пласты - коллекторы. Как правило, во вскрытом разрезе они встречаются в широком стратиграфическом диапазоне: от пермских до нижнедевонских отложений. Большее значение для формирования залежей зачастую приобретают не коллекторы, а покрышки, которые также подразделяются на региональные, зональные и локальные.

Из приведенного анализа следует, что юго-восточная окраина Волго-Уральской антеклизы имеет самые благоприятные литолого-фациальные, фильтрационно-емкостные, геолого-геохимические, гидрогеологические, термобарические и другие показатели, характеризующие процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ. С учетом вышеизложенного, для оценки перспектив нефтегазоносности в регионе решающее значение приобретает структурный фактор, т.е. условия формирования ловушек, их групп и ассоциаций, образующих структурные основы зон нефтегазонакопления. Ведущая роль структурного критерия доказывается полным отсутствием в регионе «пустых» поднятий. Любая доказанная бурением структура (ловушка) при наличии коллекторов и покрышек продуктивна.

Все зоны нефтегазонакопления по генезису слагающих их ловушек могут быть подразделены на три основные группы. К первой группе относятся зоны, в пределах которых локальные поднятия и их системы сформированы под воздействием тектонических сил. Вторая группа включает системы ловушек, образованных в основном за счет процессов седиментации. В третью группу отнесены зоны, обязанные своим происхождением палеоэкзогенным постседиментационным явлениям.

Методам и результатам исследований перечисленных групп ловушек и зон нефтегазонакопления посвящены последующие разделы доклада.

2. ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Структурные основы формирования зон нефтегазонакопления предопределены теми различиями геотектонических обстановок, которые существовали на протяжении палеозойской и мезо-кайнозойской истории их развития. Тектонические движения играли решающую роль в формировании всего структурного ансамбля и в образовании конкретных ловушек и структурных зон на разных этажах палеозойского разреза. Они же управляли процессами осадконакопления, формируя разные литофациальные зоны.

Изучением тектонического строения и закономерностей исторического развития восточных районов Русской плиты занимались многие исследователи: А.А.Бакиров, В.И.Громека,

A.А.Голов, Н.К.Грязнов, А.Н.Золотов, М.А.Камалетдинов,

B.А.Клубов, С.П.Максимов, М.Ф.Мирчинк, О.М.Мкртчян, В.Д.Наливкин, С.К.Нечитайло, Г.П.Ованесов, А.В.Овчаренко, Л.Н.Розанов, Б.А.Соловьев, М.В.Свищев, В.Л.Соколов, А.А.Трофимук, Н.С.Шатский, И.А.Шпильман, Р.О.Хачатрян, Э.М.Халимов, Ф.И.Хатьянов и многие другие.

Системный анализ современных дислоцированных зон показал, что наиболее крупные и высокоамплитудные структуры в осадочном чехле приурочены к древним геодинамически активным зонам, по которым неоднократно возобновлялись блоковые движения. Исходя из этой предпосылки, для выяснения пространственно-временных закономерностей структурообразования детальному изучению по предложенной нами методике были подвергнуты все возможные зоны межблоковых подвижек с целью выяснения места, времени и интенсивности блоковых тектонических движений [50,54,

2.1. Методика изучения блоковых тектонических движений

Методика основана на детальном послойном анализе толщин между реперными горизонтами осадочного чехла с целью обнаружения в разрезе избыточных (компенсационных) толщ, отвечающих конседиментационному характеру осадконакопления при взаимоперемещениях смежных блоков [50, 54, 56].

Методика включает в себя следующие операции и виды исследований:

Выбор объектов для изучения.

В качестве объектов избираются заведомо приразломные (прифлексурные) участки, где бурением доказан разный гипсометрический уровень двух смежных блоков.

Выбор площадей.

Площади подбираются в зависимости от наличия скважин. Наиболее достоверные результаты получаются в тех случаях, когда каждый из блоков (приподнятый и опущенный) охарактеризован не менее чем двумя скважинами.

Выбор скважин для профильных пересечений.

Предпочтительное направление профилей скважин -поперечное к простиранию разломов и флексур. Достоверность и взаимоконтроль повышаются с ростом числа профильных пересечений.

Выбор реперных горизонтов.

По всему палеозойскому разрезу подбирается большое число надежных каротажных реперов, по которым в пределах каждого профильного пересечения проводится послойная корреляция.

Выделение компенсационных толщ.

На основе послойной корреляции в определенных хроно-стратиграфических интервалах выявляются избыточные компенсационные) толщи, которые характеризуют место, время и амплитуды проявления тектонических фаз.

Определение истинной амплитуды смещения блоков.

В абсолютные отметки реперных горизонтов по скважинам, пробуренным на разных блоках, вносятся поправки за региональный наклон пластов. Тем самым дается оценка истинным амплитудам смещения блоков по всем горизонтам.

Построение графиков амплитуд.

В целях получения наглядного представления о числе, времени проявления и амплитудах тектонических фаз строятся графики амплитуд смещения блоков.

Интерпретация графиков.

Ступенчатые изломы графиков, привязанные к стратиграфической шкале, указывают на геохронологическую приуроченность тектонофаз. Многоступенчатые графики отражают многофазные возобновляемые смещения блоков. Графики дают также наглядное представление об амплитудах каждой тектонофазы.

Построение карты (схемы) проявления фаз складчатости.

На карте для каждого изученного профильного пересечения наносится врезка с перечнем всех проявившихся тектонических фаз и их амплитуд. Одноименные фазы оконтуриваются общей линией, а внутри контура обозначаются соответствующими штриховыми знаками.

Оценка времени формирования критических крыльев локальных структур.

По описанной методике на тех же профильных пересечениях, но по скважинам, пробуренным в сводах и на критических крыльях структур, строятся и интерпретируются аналогичные графики амплитуд. Сравнивая их с первыми, оцениваем роль и влияние межблоковых подвижек на формирование локальных структур.

2.2 Основные фазы блокового тектогенеза в палеозойской и мезокайнозойской истории региона

По предложенной методике были исследованы более 50 профильных пересечений через Байтуганскую, Туймазино-Бавлинскую, Болыпекинельскую, Самаркинскую, Оренбургскую, Камелик-Чаганскую и другие известные дислокации. Тем. самым относительно равномерно была изучена наиболее сложнопостроенная юго-восточная окраина Волго-Уральской антеклизы. Определились основные периоды активизации блоковых тектонических движений, соответствующие фазам складчатости. Из анализа по той же методике критических крыльев поднятий была установлена тесная связь между временем формирования локальных и зональных структур с временем и местом проявления межблоковых региональных смещений и перестроек.

По результатам проведенных исследований в тектонической истории палеозойского и мезокайнозойского структурных этажей достоверно установлены до десяти тектонофаз [50, 54, 56]. Однако, решающую роль в структурообразовании сыграли три главные фазы, проявившиеся на огромных территориях и с высокой интенсивностью. К ним могут быть отнесены раннегерцинская (средне-верхнефранская), позднегерцинская (нижнепермская) и послепермская (предположительно альпийская) фазы тектогенеза. Остальные проявили себя на сравнительно небольших территориях.

Предфанерозойская структура земной коры была заложена в байкальский и каледонский тектонические циклы. Байкальский тектогенез отличался большой продолжительностью, многоэтапностью и высокой интенсивностью.

Последствия байкальского тектогенеза достоверно установлены по Большекинельскому разлому, Ольховскому и Землянскому грабенам, где породы рифей-венда по глубинным разломам контактируют с кристаллическим фундаментом. Такие разломы имели древнее заложение и служили основой возобновления последующих тектонических подвижек по ним в фанерозое. Амплитуды байкальских глыбовых движений достигали несколько сотен и даже тысяч метров (Серноводско-Абдулинский авлакоген).

Каледонский тектонический цикл характеризовался всеобщими поднятиями территории. На восточной окраине Русской плиты на протяжении ордовикского, силурийского и нижнедевонского времени господствовали континентальные условия, сопровождаемые процессами денудации. Однако следы мощной фазы тектогенеза в ордовике известны по наличию отложений ордовикского возраста в ядре современного Соль-Илецкого свода. В ордовикское время на его месте между заложившимися тогда Оренбургским и Илекско-Яйсанским разломами возник мощный грабен, имевший, вероятно, продолжение и на восток. Амплитуда ордовикской фазы Оренбургского разлома по нашим расчетам составляла более 1150 м.

Структуроформирование в палеозое подчинено периодической активизации блоковых движений герцинского тектонического цикла. Из них ведущую роль играли раннегерцинские фазы тектогенеза, начавшиеся на ограниченных участках в эйфельский и живетскй века и набравшие максимальную силу в средне- и верхнефранское время.

Фаза тектогенеза эйфельского возраста имела место на Вишневском блоке и Кирюшкинской гряде, где отдельные блоки фундамента испытали восходящие движения в бийско-афонинское время. Они образовали асимметричные эрозионно-тектонические гряды вдоль линий разломов, перекрытые на вершинах лишь верхнеафонинскими образованиями. Верхне-афонинский возраст пород, покрывающих вершины выступов, указывает на позднеэйфельский возраст блоковых движений, а толщина отсутствующих на вершинах отложений (дефицит мощности), равная 160-180 м, определяет их амплитуду.

Последующая фаза среднедевонского тектогенеза имела место на рубеже ранне-среднефранского веков. Под воздействием восходящих движений были выведены из-под уровня моря и подверглись частичному размыву самые южные районы антеклизы (Таловая, Долинная, Ташлинская, Царевская, Стешановская, Чернояровская, Рыбкинская и другие площади). Поэтому здесь отсутствуют или сильно сокращены в мощностях пашийско-кыновские, муллинские, а местами и ардатовские отложения. Эпицентр этих крупноблоковых движений находился в районе Соль-Илецкого и Рожковского выступов, входящих в систему СевероПрикаспийского горста [Ю.В.Новицкий, 1990], а прилегающие к ним с севера площади испытывали их влияние, но с постепенным затуханием по мере удаления от эпицентра.

Тектонические импульсы эйфельского, живетского и раннефранского веков, несмотря на ограниченную территорию их проявления, обладали большой динамической силой, приведя к взаимному смещению смежных блоков на величину 130-180 м, а в районе Соль-Илецкого свода значительно больше.

Франский век в геологической истории описываемой части платформы стал временем крупных тектонических катаклизмов, интенсивного дробления земной коры на мелкие блоки и генеральных перестроек, каких не знала вся последующая история. В отличие от предыдущих тектонофаз этими движениями была охвачена практически вся юго-восточная окраина антеклизы. Ее воздействие обнаружено почти на всей изученной территории. Именно в эту эпоху тектогенеза зародившиеся ранее крупноглыбовые плиты впервые были подвержены дроблению на мелкие блоки, какие мы картируем сегодня в терригенных отложениях девона, то есть тектоническая расчлененность усилилась многократно. При этом оживились древние швы, погребенные осадками среднего девона, которые дали толчок к зарождению множества новых. Последние носят вторичный по отношению к глубинным разломам характер и являются соподчиненными поверхностными (по А.В.Пейве) или внутричехольными образованиями.

Пик в разломной деятельности и в формировании блоковой тектоники пришелся на среднефранское время, однако начало и завершение этой фазы тектогенеза, ее продолжительность и интенсивность оказались неодинаковыми для разных территорий, скользящими во времени от кына до раннего фамена.

Начало блоковым смещениям новой фазы тектогенеза было положено в восточных районах платформы при формировании грабенообразных прогибов в кыновское, а местами и в пашийское время. Нашими исследованиями [20, 21 ] установлено ступенчатое возрастание мощности кыновских глин в опущенном восточном блоке (в сравнении с западным) вдоль всей трассы Пономаревско-Алябьевского ДТП.

Генеральное дробление всей территории на блоки и их вертикальные взаимоперемещения пришлись на среднефранскую эпоху, преимущественно на доманиковое время, завершение этой фазы тектогенеза в большинстве районов растянулось до конца франского века, а местами распространилось и на ранний фамен.

Упоминавшиеся крупноблоковые воздымания Рожковского, Соль-Илецкого и других выступов на рубеже живетского и франского веков вовлекали в процесс дробления и дифференцированых подвижек прилегающие к ним территории и прежде всего область Камелик-Чаганских дислокаций. Были заложены основы той ступенчато-блоковой структуры, которая контролирует ныне множество залежей структурно-дизъюнктивного типа Зайкинско-Росташинской группы месторождений. Ступенчато-блоковая модель строения характерна для всей Бузулукской впадины.

Наиболее узким (доманиковым) временем действия описываемой фазы тектогенеза характеризуется территория, охватывающая Акъярский, Землянский, Переволоцкий и южный Ольховский разломы. Максимальная амплитуда до 100-250 м установлена в юго-восточной части зоны на Переволоцком, Рыбкинском и Землянском пересечениях. Вероятно, сказалась закономерная связь этой территории, примыкающей к Соль-Илецкому выступу, с его мощными воздыманиями в это время, амплитуда которых по нашим расчетам превысила 1,5 тыс.м. В более западных разрезах описываемой зоны амплитуда смещений достигала 50-60 м.

Та же тектонофаза, но растянутая во времени до конца франского века, имела место почти на всей территории от Большекинельского разлома на севере до Камелик-Чаганской системы дислокаций на юге и северной половины Восточно-Оренбургского сводового поднятия на востоке.

Особо мощные воздымания зафиксированы по северному краю Соль-Илецкого блока, возобновленные по линии древнего ордовикского разлома.

Оценивая общий характер позднедевонского тектогенеза, необходимо отметить, что большим динамизмом обладали глубинные разломы древнего заложения, такие как Оренбургский,

Большекинельский. Общее усиление амплитуд смещения блоков наблюдалось в направлении осевой и южной наиболее прогнутой части Бузулукской впадины (Зайкинская, Мирошкинская, Ливкинская, Валушевская площади), а также на прилегающих к Соль-Илецкому своду участках (Переволоцкий, Землянский разломы).

Большей устойчивостью обладали северные районы Восточно-Оренбургского сводового поднятия, где амплитуды смещения блоков не превышали 20, максимум 40 м, а возраст ограничивался сравнительно узким временным интервалом (в основном средним или верхним франом).

Среднефранско-турнейский и ранневизейский этапы геологической истории прошли под флагом зарождения, формирования и захоронения системы прогибов Камско-Кинельской впадины [М.Ф.Мирчинк, Р.О.Хачатрян и др., 1958, 1962, 1965; О.М.Мкртчян и др., 1961, 1962, 1964, 1965; М.М.Грачевский и др., 1959, 1962, 1964] Исключительно велика роль рифогенных бортов прогибов в формировании мощных зон нефтегазонакопления. Но на их фоне тектонические составляющие малозаметны.

В истории блоковых движений исследованной территории нижняя пермь стала второй после верхнего девона крупной эпохой их возобновления. Она знаменовала заключительную стадию герцинского цикла тектогенеза. Зарождение ее пришлось на сакмаро-артинское время, а завершение - на кунгурский век.

Более интенсивно со ступенчатыми смещениями до 100-250 м и с формированием северных критических крыльев фаза проявилась по Болыпекинельскому, Туймазино-Бавлинскому и Байтуганскому разломам древнего заложения.

Не установлены в ранней гхерми мелкоблоковые движения, подобные средне-позднефранским юга Бузулукской впадины. Отсюда следует, что разрядка энергии в раннепермскую эпоху происходила по границам более крупных тектонических сооружений и не задевала всю сеть разломов, раздробивших территорию на микроблоки в средне-позднефранскую эпоху.

В альпийскую фазу нами включены послепермские движения, в том числе и неотектонические, приведшие к заключительным взаимным смещениям блоков. Ими были охвачены обширные территории южного склона Татарского свода, Бузулукская впадина, Соль-Илецкий свод и прилегающие к ним Прикаспийская впадина и Предуральский прогиб.

Наиболее высокие амплитуды блоковых смещений в альпийскую фазу установлены на Оренбургском (до 300-350 м), Байтуганском (130 м), Туймазино-Бавлинском (35-100 м), Большекинельском (до 130-150 м) разломах. Как ни парадоксально, но в такой динамически напряженной зоне как Камелик-Чаганская, послепермские блоковые подвижки были не очень сильными и затронули лишь некоторые из известных там разломов. Максимальная амплитуда в 100 м зафиксирована в самой прогнутой части впадины на Ливкинском пересечении. Не проявились они по Гаршинско-Ефимовскому разлому, отсутствовали или были слабыми (10-50 м) на западных отрезках Росташинского, Соболевского и Зайкинского разломов, на Вишневском блоке.

В восточном направлении альпийская фаза затухает. Уже на Ольховском грабен-горсте она малозаметна и выделяется не очень уверенно, полностью отсутствует на Акъярском, Землянском и Переволоцком разломах и практически по всему Восточно-Оренбургскому сводовому поднятию. Тектонические движения альпийского цикла завершили формирование земной коры и совместно с более ранними фазами придали ей современный облик.

Из приведенного анализа следует, что структурообразующая роль установленных фаз складчатости проявилась в создании двух типов структур и структурных соотношений: пликативных и дизъюнктивных, сквозных и погребенных со всеми их разновидностями [17,24, 34,45,49, 50, 53, 54, 56].

Сквозные формы, как правило, приурочены к зонам разломов древнего заложения. Такие зоны, подверженные многократным и унаследованным блоковым смещениям и подновлениям, характеризуются сквозным плановым соответствием структур на всех стратиграфических уровнях, постепенным их выполаживанием вверх по разрезу и максимальным этажом нефтегазоносности.

Погребенные формы возникли в основном на базе структур, созданных в средне-верхнефранскую эпоху тектогенеза, которая по масштабам охвата территории, интенсивности дробления и амплитудам взаимосмещений была главной для всего региона. Если древние глубинные разломы неоднократно подновлялись вплоть до неотектонического этапа, то большое число вторичных внутричехольных разломов и структур в последующей тектонической истории не участвовали, оказались погребенными. Разломы и приразломные структуры, сформированные на этом этапе, в более молодых каменноугольных и пермских отложениях не прослеживаются (структуры Акъярской, Гаршинской зон).

3. ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРОЕНИЯ И РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТЕКТОНИЧЕСКИХ ТИПОВ ЛОВУШЕК И ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

3.1. Антиклинальные ловушки и ЗНГН пликативного генезиса

Простые пликативные формы ловушек играют далеко не главную роль в формировании залежей. Из более чем 600 продуктивных ловушек, подвергнутых анализу и систематизации, лишь 13% оказались пликативной природы, образованные за счет тектонического коробления осадочных толщ. Они развиты преимущественно в пограничных зонах крупных геотектонических элементов. В основе их лежат глубинные разломы додевонского времени заложения, образующие шовные зоны между структурами высших порядков.

Наиболее характерными примерами этого типа ловушек являются структурные зоны Большекинельского, Туймазино-Бавлинского, Самаркинского и Оренбургского валов. Заложение, формирование и становление их происходило в условиях многократных тектонических подвижек блоков фундамента по древним швам, омоложение которых происходило вплоть до новейшего времени.

В результате, например, на Большекинельском валу возникли антиклинально-грядовые формы сквозного характера, которыми были сформированы однотипные от девона до перМи преимущественно брахиантиклинальные линейно вытянутые складки с частично смещенными сводами. Этот тип ловушек предопределил формирование многочисленных залежей нефти и газа на разных стратиграфических уровнях. Высокая степень соответствия структурных планов снизу доверху способствовала эффективному и более раннему их выявлению, в связи с чем перспективы дальнейших поисков этого типа ловушек и ЗНГН почти исчерпаны.

3.2.Структурно-дизъюнктивный (приразломный) тип ловушек и ЗНГН

Итогом проявления блоковых движений в средне-верхнедевонскую эпоху явилось формирование ступенчато-блоковой структуры фундамента и покрывающих его отложений терригенного девона почти на всей изученной территории. Повсеместно были образованы ловушки приразломного генезиса. С ними связаны 15% залежей от общего их числа. Среди них наибольшую известность получила зайкинская группа месторождений с ловушками односторонне-приразломного типа, выявленная в южных районах Бузулукской впадины [32, 45, 49, 52, 53].

Анализом установлено, что в формировании рельефа фундамента и нижних структурных этажей осадочного чехла (морфологии терригенно-карбонатного девона) основная роль принадлежит разрывным нарушениям (разломам) широтного простирания, по которым происходило взаимное перемещение ступеней-блоков. Амплитуда смещения осадочных пород среднего-верхнего девона и кровли кристаллического фундамента достигает 500-700 м, возрастая к югу.

По времени заложения и становления в пределах Бузулукской впадины преобладают разрывные нарушения средне-верхнефранского возраста, которые на большинстве разломов выше уровня мендымских отложений не прослеживаются. Поэтому созданные ими приразломные ловушки носят, в основном, погребенный характер.

Положительные структурные формы приурочены, как правило, к вздернутым краям тектонических блоков, простирания их совпадают с простираниями основных разрывных нарушений. В зависимости от знака взаимных смещений блоков и образовавшихся в них наклонов поверхностей напластования (по региональному падению или против него) ловушки образовывались либо вдоль южных краев разломных зон (Зайкинское, Росташинское, Давыдовское месторождения), либо вдоль северных (Загорское, Гаршинское, Пролетарское, Сахаровское месторождения). Тип ловушек при этом оставался единым, как и условия формирования залежей нефти и газа. Глубинные разломы древнего заложения, являющиеся естественными ограничениями тектонических структур I порядка, в отличие от густой сети внутричехольных разломов носили унаследованный возобновляемый характер. Поэтому структуроформирование (или наоборот, разрушение) продолжалось в них вплоть до новейшего времени. Типичными структурами этого типа являются дислокации Большекинельской зоны, Оренбургский вал, отдельные разломы Камелик-Чаганской зоны.

Помимо Камелик-Чаганской зоны также перспективна на отложения первого нефтегазоносного комплекса северная часть Бузулукской впадины. Структуроформирование в ней принципиально не отличается от южных районов, хотя плотность разломов здесь ниже. Ведущая роль принадлежит приразломным структурам типа Самаркинских дислокаций, Ольховского грабен-горста, Рябиново-Якутинской зоны. С этих позиций наиболее перспективные направления работ на I нефтегазоносный комплекс будут определяться той сетью разломов и флексур, которые частично уже закартированы методами детальной сейсморазведки. К ним можно отнести такие приразломные зоны как Рябиново-Якутинскую, продуктивность которой уже доказана глубоким бурением, как Ероховскую, Троицкую, Малогасвицкую, Тихоновскую, Невежинско-Сборовскую и другие. Таким образом, практически вся территория Бузулукской впадины перспективна на поиски погребенных залежей нефти в ловушках структурно-дизъюнктивного типа, отражающих ступенчато-блоковое строение терригенно-карбонатной толщи девона [32, 45, 48, 49,50,53].

Своеобразным строением обладают многие приразломные ловушки нефти в терригенном девоне северной половины Восточно-Оренбургского сводового поднятия. Располагаясь на моноклинали и не имея замыкающих северных крыльев, залежи экранируются предположительно малоамплитудными разломами, иногда в комбинации с литологическим выклиниванием коллекторов [14,17,20,29,32,34,39,49]. Подобные залежи известны на Романовском, Елгинском, Бесединском, Родниковском, Олимпийском месторождениях. Сочетания разнонаправленных разломов со структурными носами и литологическими экранами образуют ловушки клиновидного строения. Изучению этого типа ловушек посвящены многие работы [ А.А.Аксенов и др., 1982; Н.Н.Яхимович и др., 1988; А.Н.Шарданов, 1981; В.А.Витенко, ВИКабышев, 1971; Е.В.Кучерук, 1981].

Другими важными элементами, контролирующими ловушки приразломной природы в терригенном девоне, являются грабенообразные прогибы и горстовидные зоны.

Наиболее известны в регионе девонские грабенообразные прогибы (ДТП), осложняющие восточный край Волго-Уральской антеклизы. Изучению их посвящены многочисленные работы О.М. Мкртчяна, Г.П. Ованесова, В.Д. Наливкина, Ф.И. Хатьянова, H.A. Орлова, H.H. Лисовского, Е.В. Лозина, А.К.Драгунского,

ЮН.Батурина, В.Ф.Логвина, Р.Т.Валеевой, В.К.Баранова, Г.В.Леонова, И.М.Жукова, Н.Н.Яхимовича и других. Основой и первопричиной формирования ДТП служили регионально выдержанные протяженные разломы сбросово-раздвиговой природы раннефранского возраста, по которым восточный край платформы был разбит на блоки, ступенчато погружающиеся в восточном направлении [Н.Н.Лисовский и др., 1980]. Амплитуды взаимных перемещений блоков достигали десятков метров.

Наличие разломов в терригенном девоне доказано бурением на многих площадях Башкирии и Оренбургской области. Помимо явных следов дробления и перемятости пород, обнаруженных в кернах, в ряде скважин установлено выпадение из разреза интервалов различной полноты и стратиграфической принадлежности, что прямо свидетельствует о пересечении ими плоскости сброса. Случайный характер пересечения скважиной плоскости сброса обуславливает такой же случайный интервал выпадения из разреза отдельных пластов. Аномальные разрезы такого рода отмечаются в скважинах Хомутовской, Сергеевской, Зильдяровской, Пономаревской и других площадей.

На этом основании ДТП традиционно представлялись чисто тектоническими разломными структурами, осложненными множеством разрывных нарушений [Н.А.Орлов, 1979; Ф.И.Хатьянов, 1971; Г.А. Фаттахутдинов, 1970]. На материалах хорошо разбуренных Сергеевско-Демского и Пономаревско-Алябьевского прогибов соискателем совместно с В.К.Барановым [10, 20, 21, 25] было показано, что формирование ДГП происходило с участием двух главных факторов — тектонического и эрозионного. Приразломные зоны ДТП повсеместно осложняются размывами предкыновского субстрата. Размывы прорезают толщу нижележащих пород на разную глубину, максимально до 130 м, последовательно эродируя нижнекыновский известняк, пашийские, живетские и даже эйфельские отложения. Заполненные кыновскими глинами, такие врезы наряду с разломами создают надежные экраны и контролируют цепочки нефтяных залежей, связанных с пластами До, Д1, ДШ, ДУН.

Были выработаны следующие диагностические признаки, служащие доказательствами наличия врезов.

1. Выпадение из разрезов скважин интервалов разной толщины и разной стратиграфической полноты. Отличительной особенностью врезов от описанных выше разломов является тот факт, что размыв всегда начинается с пласта «нижнекыновский известняк» -НКИ и заканчивается в тех отложениях, которые на данном участке вскрывались эрозией.

2. Во всех перечисленных случаях денудированная часть разреза замещена кыновскими преимущественно глинистыми отложениями. Отсюда, главный диагностический признак предкыновского вреза - аномально увеличенная мощность кыновских глин и их непоследовательное налегание на любой из более глубоких горизонтов девона, сопровождаемое выпадением из разреза интервала пород от вскрытого эрозией горизонта до НКИ включительно.

3. Общая толщина аномального разреза за счет компенсации размыва глинами почти не меняется, а находится в пределах фоновых значений. Если допустить, как это делалось большинством исследователей ДТП, что выпадение отдельных пачек пород из разреза происходит за счет пересечения скважиной плоскости сброса, то мощность терригенного девона, как было показано выше, в каждом случае сокращалась бы на величину суммарной мощности выпавших пластов, т.е. максимально до 130 м, чего в действительности не наблюдается.

4. Положение подошвы кыновских глин в случаях вреза дисгармонично поведению нижележащих геологических границ. При относительно спокойном залегании последних, когда перепад отметок по соседним скважинам не превышает 3-5 метров, подошва кыновских глин в аномальных скважинах повсеместно залегает глубже своего нормального положения, а перепад отметок на ряде пересечений достигает 17-104 м.

5. Корытообразная форма ложа кыновских глин, нарастание их мощности от бортов к осевой зоне, также свидетельствует в пользу имевшего место предкыновского размыва, компенсированного глинами. Ширина эрозионных долин по данным бурения достигает 0,8-2,2 км, глубина-до 70-130 м.

Предкыновские эрозионные врезы в сочетании с зонами разломов создали идеальные барьеры на путях миграции углеводородов. Двойная природа ДТП (разломная и эрозионная) расширяет перспективы поисков месторождений в терригенном девоне, т.к. долины кыновских водотоков могут пролегать как вдоль разломов так и вне их. Кроме того, они образуют и более надежные экраны. Экранирующая роль ДТП доказана на территории Башкортостана и Оренбургской области, где в зонах примыкания к Сергеевско-Демскому, Тавтиманово-Уршакскому, Пономаревско-Алябьевскому, Ишимбайскому прогибам открыто большое число нефтяных месторождений в ловушках тектонически - или стратиграфически - экранированного типа.

Следующим типом структур, характерным для восточного края Русской плиты, являются зоны горстовидных поднятий - ЗГП. Они впервые изучены на территории Башкортостана [Н.Н.Лисовский, 1980 ; А.К.Драгунский и др., 1982]. ЗГП представляют цепочки генетически однородных узких, линейно-вытянутых поднятий. Ширина их, как правило, изменяется от 0,7 до 2 км, протяженность зон - десятки километров. Амплитуды поднятий колеблются от 20-40 до 100 м. Структуры группируются в протяженные зоны северо-северо-восточной ориентировки. Иногда они сочленяются с грабенообразными прогибами, в ряде случаев пересекают трассы последних под острым углом.

Как и у ДТП, базой формирования зон горстовидных поднятий являются разломы, но в отличие от первых в основе ЗГП лежат разрывные элементы взбросового характера, присущие эпохам сжатия. С ЗГП связаны многопластовые нефтяные месторождения с залежами в ловушках приразломного типа в терригенных отложениях среднего-верхнего девона и структурах облекания биогермов в карбонатных отложениях верхнего девона и нижнего карбона.

В пределах оренбургской части восточной окраины платформы выявлены сейсморазведкой МОГТ, а в дальнейшем подтверждены бурением несколько линий горстовидных структур (Соболевская, Быковская, Ольшанская, Золотовская, Ишимбайская). Они обладают теми же особенностями строения, которые характерны для их башкирских аналогов: линейностью, протяженностью, сквозным соотношением структурных планов, сопряженностью с зонами тектонических нарушений, северо-северо-восточной ориентировкой, осложненностью биогермами и многозалежностью [49,53].

Приразломные зоны в верхнем этаже, как правило, осложнены биогермами, что приводит к усилению контрастности структур вверх по разрезу за счет локальных раздувов мощности в верхнефранско-нижнефаменской части разреза. Высота биогермных сооружений составляет 20-50 м. В плане они смещены относительно сводов девонских структур. Таким образом, биогермообразование, сопровождающее разломные зоны, приводит к росту амплитуд локальных поднятий в верхнефаменско-турнейских отложениях, а также к некоторому смещению турнейских структур относительно девонских, т.е. к локальному несоответствию структурных планов терригенного девона и нижнего карбона. Ловушки нижнего этажа представляют структурно-дизъюнктивный тип, а верхнего этажа - тип антиклинальных структур облекания биогермов.

Таким образом, горстовидные поднятия образуют особый тип многопластовых месторождений, сформированных в два этажа. Нижний этаж, эйфельско-нижнефранский - собственно горстовидные поднятия с тектоническим или структурно-дизъюнктивным экранированием ловушек нефти. Положение залежей контролируется границами приподнятых блоков и сопровождающих их прогибов (иногда грабенов). Верхний - верхнефранско-турнейский этаж заключает антиклинальный тип ловушек, образованных за счет облекания органогенных тел. Последние генетически связаны с горстовыми зонами, но не всегда совпадают с границами горстов в плане.

Областью преимущественного развития ловушек пригребенного и горстового типа является восточный край антеклизы, охватывающий северсеверо-восток Восточно-Оренбургского сводового поднятия, южный склон Татарского свода, отдельные участки в Бузулукской впадине (Ольховское, Капитоновское месторождения), который подвержен расколам уральского простирания. Большая часть описанного типа ловушек носит, как и в Бузулукской впадине, погребенный характер, т.к. не имеют продолжения в разрезе выше среднего-верхнего франа [17,21,23,39,53].

4. СЕДИМЕНТАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ ЛОВУШЕК, ЗАКОНОМЕРНОСТИ ИХ ПЛОЩАДНОГО

РАЗВИТИЯ

4.1. Биогермио-рифовые постройки и структуры их облекания во франско-турнейском комплексе отложений

Исследованиями М.Ф.Мирчинка, Р.О.Хачатряна, В.И.Громеки, Ю.Б.Митрейкина, О.М.Мкртчяна, М.М.Грачевского, В.Г.Кузнецова, М.Ф.Свищева, Ф.И.Хатьянова и многих других установлены главные особенности строения и условия формирования седиментационных структур системы Камско-Кинельских впадин.

Биогермы, рифы и структуры их облекания, развитые в карбонатном комплексе франско-турнейского возраста, имеют в регионе самое широкое площадное распространение и всегда занимали ведущее место в его нефтяном потенциале. Этот тип ловушек представляет всю бортовую систему Муханово-Ероховского прогиба, включая его разновозрастные борта и прилегающие к ним биогермно-шельфовые зоны. По числу выявленных месторождений и плотности промышленных запасов нефти бортовые зоны занимают приоритетное положение среди других нефтегазоносных зон. Почти 50% ловушек от общего их числа относятся к этому типу. Именно к структурам бортового типа оказались приуроченными большинство крупных и средних месторождений (Покровское, Бобровское, Герасимовское, Никольско-Сорочинское), В связи с высокой степенью освоенности ресурсов УВ на рифовых бортах Муханово-Ероховского прогиба эффективность поисковых работ неуклонно падает. Поэтому, все большее значение начали приобретать структуры бортового типа, расположенные во внешней биогермно-шельфовой зоне франско-фаменского возраста. Эти фациальные зоны широко распространены на обширных территориях южного склона Татарского свода, Восточно-Оренбургского сводового поднятия и южного погружения Бузулукской впадины. В последние годы в этих районах были выявлены некрупные, но многопластовые месторождения с залежами нефти в пластах Вь В2, Вз, Дф1, ДфП, Дфр франско-турнейского НТК.

Для понимания закономерностей распространения описываемого типа ловушек нами детально изучены характерные черты строения Муханово-Ероховского прогиба [3, 6, 9, 28, 35, 36, 37, 4, 43, 49, 53]. Установлена его преемственная связь с описанной выше главной фазой средне-верхнефранского тектогенеза, когда высокой активности достиг процесс разломной деятельности, приведший к многочисленным межблоковым смещениям. Конседиментационное погружение (проседание) одних блоков при относительно стабильном положении смежных было причиной рифообразования в зонах, лежащих вдоль формирующихся уступов. Поэтому все рифы средне-верхнефранского возраста обнаруживаются в приразломных зонах, где они, как правило, осложняют структурно-дизъюнктивные ловушки, образованные в терригенной толще девона. Залежи нефти в рифогенных отложениях франского возраста (пласт Дфр) выявлены в широкой полосе, где развиты девонские грабенообразные прогибы и горстовидные зоны, а также вдоль некоторых южных разломов (Акъярского, Землянского, Переволоцкого, Рыбкинского). Типичными их представителями являются высокопродуктивные залежи нефти на Загорском, Лебяжинском, Лапасском, Рыбкинском, Ольшанском, Золотовском, Капитоновском месторождениях.

Приразломные рифы средне-верхнефранского возраста положили начало формированию Муханово-Ероховского прогиба, образовав его самый внешний рифовый пояс. По данным С.П.Макаровой уже на этой ранней стадии вся территория, расположенная к западу, югу и северу от перечисленных разломных зон имела депрессионный характер осадконакопления с элементами недокомпенсации. Тем самым уже франский цокольный этаж приобрел характерную для всех прогибов Камско-Кинельской системы поясовую зональность, а вся дальнейшая история формирования прогиба шла по пути его постепенного «зарастания» от периферии к центру с образованием органогенных построек во фронтальных частях его наступающих бортов.

Изложенная концепция позволила автору [35, 43] и независимо от него П.И.Постоенко (1990 г.) значительно расширить границы бортовых зон Муханово-Ероховского прогиба относительно их общепринятого положения, выделить новый нефтеносный комплекс [27, 36] и обосновать новое направление нефтепоисковых работ, связанное с поисками биогермов и структур их облекания в биогермно-шельфовых зонах фаменского и франского возрастов. За последнее десятилетие это направление реализовалось открытием большого числа некрупных, но многопластовых месторождений нефти с залежами описанного типа во франско-турнейском комплексе отложений (Школьное, Спасское, Врезовское, Богдановское, Кодяковское, Загорское, Рыбкинское, Золотовское и другие).

Их , полная идентичность с крупными . бортовыми седиментационными структурами прогиба, наличие тех же локальных и региональных закономерностей строения позволили установить их тесную генетическую связь с барьерными структурами Муханово-Ероховского прогиба и отнести их к тому же бортовому типу [28, 35]. Для типично бортовых и для биогермно-шельфовых зон франско-фаменского возраста имеется набор признаков, характеризующих бортовой тип соотношений (для бескорневых структур): локально увеличенная мощность за счет разрастания биогермного тела в ограниченном интервале разреза нижнего фамена или верхнего (иногда среднего) франа; наличие антиклинальной структуры по поверхности биогерма и облекающим его вышележащим отложениям; отсутствие, в большинстве случаев, антиклинальной структуры в подстилающих биогерм отложениях или смещение ее в плане и связанное с этим плановое несоответствие реперных горизонтов II, III и других нефтегазоносных комплексов с горизонтам I НТК; плавное выполаживание структуры снизу вверх, т.е. постепенное сокращение толщин над сводами биогермов; многопластовый характер месторождений, обусловленный наличием ловушек облекания в продуктивных пластах выше поверхности биогерма; отсутствие залежей в связи с отсутствием ловушек в подстилающих биогерм отложениях; принадлежность этих структур к зонам (поясам) увеличенной мощности карбонатных отложений средне-верхнефранского и нижне-среднефаменского возраста.

Названным критериям полностью отвечают не только мелкие месторождения биогермно-шельфовой зоны, но и все крупные, образующие фронтальный бортовой пояс (Герасимовское, Бобровское, Покровское месторождения). В тех и других ловушками нефти служат локальные куполовидные антиклинальные складки, сформированные за счет облекания ядер и образующие залежи нефти во всех продуктивных пластах франско-турнейской толщи, а на крупных поднятиях - и в вышележащих отложениях нижнего и даже среднего карбона. Франско-фаменский цокольный этаж Муханово-Ероховского прогиба характеризуется, как и любой из комплексов, поясовой структурно - фациальной зональностью.

Перспективная территория включает всю биогермно-шельфовую зону, которая огромной подковой охватывает южный склон Татарского свода, северо-западную часть Восточно-Оренбургского сводового поднятия (до границ с Колганско-Борисовским прогибом) и значительную полосу южного погружения Бузулукской впадины. Этот тип ловушек носит навешенно-погребенный характер, т.к. его структурные формы в большинстве случаев не имеют продолжения ни в подстилающих, ни в перекрывающих отложениях. Базовым комплексом, формирующим ЗНГН бортового типа, является II НТК.

4.2. Ловушки рифогенных массивов

Типичными представителями этого типа ловушек могут служить рифовые массивы нижнепермского возраста, осложняющие надфлексурные части бортовых зон Предуральского прогиба и Прикаспийской синеклизы [1, 6, 10, 15, 53, 55]. В отличие от биогермных массивов девонского и нижнекаменноугольного возрастов, описанных выше, пермские рифы сами являются вместилищами нефти или газа. Сложенные скелетами колониальных форм растительного и животного происхождения, они представляют собой высокоемкие коллекторы. Являясь типичными рифами, массивы имеют, как правило, значительную высоту (Совхозный риф - около 500 м) при сравнительно небольших линейных размерах - единицы километров в поперечнике. Отсюда - большие углы падения крыльев, достигающие десятков градусов. Покрышкой для нижнепермских рифов служат ангидрито-доломитовая толща филипповского горизонта, усиленная соленосной толщей иреньского горизонта.

Описанию пермских рифов посвящены многочисленные работы И.К.Королюк, В.Г.Кузнецова, И.И.Кожевникова, В.А.Клубова, Ф.И.Хатьянова, Г.В.Фоминой и многих других исследователей.

В строении зоны Прикаспийской синеклизы принимают участие рифы и рифовые пояса не только нижнепермского возраста. По материалам сейсморазведки они картируются также в каменноугольном и девонском этажах. Таким образом, рифовые сооружения оказываются впаянными в головные надфлексурные зоны бортовых уступов. Поэтому бортовые уступы, а среди них как наиболее четкий и рельефный - нижнепермский, представляют собой ведущие поисковые элементы.

5. ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЛОВУШЕК И СТРУКТУРНЫХ ЗОН ПОСТСЕДИМЕНТАЦИОННОГО

ГЕНЕЗИСА

5.1. Ловушки облекания эрозионных выступов фундамента

Специфический тип ловушек, известный по Краснооктябрьскому, Наумовскому, Воинскому, Ново-Барскому, Сев,-Осиновскому месторождениям нефти и газа, связан с эрозионно-тектоническими выступами фундамента, осложняющими северный край Оренбургской вершины фундамента, граничащей по разлому с Серноводско-Абдулинским авлакогеном. Приподнятый край фундамента, образующий уступ во впадину и получивший название Кирюшкинской гряды, разбит серией субмеридиональных разломов на отдельные блоки-пластины. Трассы этих разломов, поперечные к основному Большекинельскому, представляли собой ослабленные зоны, к которым приспосабливались водотоки, переносившие абразивный материал с Оренбургской вершины в Серноводско-Абдулинскую впадину. В результате совместного воздействия тектонических и денудационных сил был создан эрозионно-грядовый рельеф поверхности фундамента, который и стал основанием для формирования структур облекания в терригенных девонских отложениях.

Подобная ситуация наблюдается и на Вишневском тектоническом блоке, занимающем по своей гипсометрии самое приподнятое положение относительно прилегающих с севера и востока площадей. Разбитость фундамента на мелкие блоки создала эрозионно-грядовый рельеф, при котором осадконакопление в пределах опущенных блоков происходило непрерывно и осадки терригенной толщи девона накапливались в нормальной последовательности. Другие блоки, будучи приподнятыми в результате тектонических воздействий, длительное время представляли собой острова, участки размыва, В процесс осадконакопления они были вовлечены в более позднее время, поэтому представляют собой в современном плане "лысые" вершины, где на поверхность фундамента ложатся афонинские известняки.

На территории Самарской области известны высокоамплитудные выступы фундамента, к которым приурочены стратиграфические ловушки (Карагайское, Екатериновское, Гайдаровское месторождения), обусловленные несогласным прилеганием вверх по восстанию пород-коллекторов пашийского и кыновского горизонтов к экранирующим породам фундамента [47].

На территории Оренбургской области нельзя исключить вероятность существования «лысых» выступов фундамента и в более продолжительное геологическое время. Поэтому зона Кирюшкинской гряды, Вишневского выступа, равно как и весь юго-восточный край Жигулевского свода, осложненный подобными выступами, могут рассматриваться в качестве перспективных территорий не только на наличие структур облекания, но и ловушек стратиграфического типа, налегающих на поверхность несогласия [48,49,50,53].

5.2.Стратиграфические и литолого-стратиграфические ловушки пласта ДШ

Среди многочисленных циклов осадконакопления в терригенном девоне, завершавшихся, как правило, эрозионной деятельностью, большое значение для перспектив нефтеносности имел предардатовский размыв, создавший сложную эрозионно-денудационную поверхность несогласия на границе воробьевских и ардатовеких отложений. Положительная роль этого явления проявилась в формировании многочисленных ловушек нефти в пласте ДШ литолого-стратиграфического типа на ряде локальных участков Максимовской, Романовской, Николаевской, Елгинской и других площадей Восточно-Оренбургского сводового поднятия.

По материалам глубокого бурения было установлено, что верхневоробьевские глины неравномерно размыты по площади на различную глубину. Иногда эрозия проникала и до подстилающего эти глины реперного пласта известняка. Установлено также, что зонам максимального размыва воробьевской поверхности отвечают зоны максимальных мощностей песчаного пласта ДШ, являющегося одним из главных объектов разведки в этом районе [20, 21, 25, 44, 48, 49, 53]. К аналогичным выводам в своих исследованиях пришли также И.М.Жуков и П.И.Постоенко [1986], Н.А.Орлов [1979].

Для изучения закономерностей формирования ловушек нефти в пласте ДШ и характера их площадного распространения анализу по всем скважинам в регионе были подвергнуты толщины верхневоробьевских глин, которые отразили палеорельеф денудированной поверхности воробьевских слоев. Одновременно по тем же скважинам изучалась литология и толщины пласта ДШ, залегающего в подошве ардатовского горизонта.

Установлено, что палеорельеф размытой поверхности воробьевских слоев имел достаточно расчлененный характер. Эрозией была выработана система палеодолин, чередующихся с водораздельными зонами. Долины имели субширотную ориентировку и сильно изрезанные борта. Наряду с крупными и протяженными долинами были развиты и мелкие ответвления - притоки, которые по значимости не уступают первым.

Большинство залежей нефти в пласте ДШ (Родниковское, Олимпийское, Богдановское, Елгинско-Дубовское, Бесединское, Алябьевское и другие месторождения) расположены в эрозионных зонах. С выделенными врезами напрямую связаны пространственное положение, толщина и продуктивность базального песчаного пласта ДШ, лежащего в основании ардатовских отложений. Песчаные тела, выполняющие врезы, наследовали их конфигурацию. Толщины пласта ДШ во врезах увеличены по сравнению с фоновыми значениями в 2-3 раза и зависят от глубины врезов.

Важной особенностью пласта ДШ является ингрессивный характер его залегания. Первоначальное осадконакопление происходило путем постепенного заполнения глубоких промоин и котловин воробьевского палеорельефа самым грубым песчаным материалом начальной фазы ардатовской трансгрессии. Поэтому врезы оказались заполненными породами-коллекторами нижних частей ардатовского цикла осадконакопления. На водораздельных пространствах палеорельефа эти осадки не отлагались. По мере заполнения палеодолин и общего выравнивания поверхности гранулометрический состав последующих осадков сменялся на более тонкодисперсный и пелитоморфный, поэтому верхняя часть пласта повсеместно обладает худшими коллекторскими свойствами, приобретая местами характер флюидоупора. Таким образом, наиболее емкие коллектора-песчаники пласта ДШ контролировались осевыми зонами эрозионных долин, наследуя их формы. При этом борта денудационных ложбин, сложенные глинистой толщей воробьевского ложа, выполняли роль локальных экранов со стороны восстания пласта.

Эрозионно-аккумулятивные процессы, проходившие на границе ардатовского и воробьевского веков, наиболее полно проявились на крайнем востоке антеклизы, включая восточную половину Восточно-Оренбурского сводового поднятия с прилегающей частью южного склона Татарского свода. Этим типом ловушек образована древняя предардатовская гидросеть, которая возникла благодаря активной тектонической деятельности, проявившейся вдоль крайней восточной части платформы. Наиболее благоприятными для формирования ловушек во врезах были те из них, которые имели извилистые (изогнутые к северу)трассы или «слепые» северные ответвления и притоки, т.к. последующий региональный наклон на юг способствовал образованию замкнутых ловушек именно на этих участках. Нами выделены более двадцати палеодолин от границ с Татарстаном на севере до широты г. Оренбурга на юге. По названным критериям в их пределах выделены многочисленные перспективные участки, на многих из них выявлены промышленные залежи нефти, другие могут служить основой для дальнейших поисковых работ [29, 39, 44, 53].

5.3. Структурно-стратиграфические ловушки, связанные с предвизейскими эрозионными врезами

Широко известно влияние турнейско-визейских эрозионных врезов на размещение нефти в нижнекаменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Самарской области [Е.Д.Войтович и др., 1976; Р.З.Мухаметшин, 1981; В.С.Цоцур, 1974]. Ими прорезаны склоны Татарского и Башкирского сводов. Происхождение их обязано деятельности водных потоков. Глубина прорезания турнейского основания достигает иногда больших величин, последовательно вскрывая кизеловские, черепетские, упинские, малевские, а иногда и заволжские слои. Сами врезы заполняются терригенным материалом, образуя рукавообразные песчано-алевролитовые тела, которые при благоприятных структурных условиях становятся аккумуляторами нефти.

На крайнем юго-востоке Волго-Уральской антеклизы на большом удалении от Татарского и Башкирского сводов предвизейская денудация носила затухающий характер. Здесь наблюдается сужение стратиграфического интервала проявления размыва и уменьшение глубины врезания до первых десятков метров. При этом компенсация врезов происходила в ранневизейское время в основном пелитовым материалом [25]. В связи с этим роль эрозионных врезов на этой территории сводится в основном к экранированию стратиграфических или структурно-стратиграфических залежей в турнейских отложениях.

Типичным примером может служить турнейская залежь Ибряевского месторождения. Линейный эрозионный врез глубиной до 15 м, выявленный вдоль северного критического крыла малоамплитудной Ибряевской структуры, привел к увеличению высоты турнейской залежи до 22 м, более чем в 5 раз превысив высоту бобриковской залежи. Таким образом, наличие вреза привело к формированию ловушки структурно-стратиграфического типа с высотой залежи, намного превышающей амплитуду структуры. В этом смысле роль предвизейских врезов аналогична роли предкыновских врезов. Те и другие способствовали формированию стратиграфически-экранированных залежей и увеличению объемов структурных ловушек за счет глин, выполняющих врезы. На территории

Оренбургской области такого рода развиты в зоне северного и северо-восточного бортов Муханово-Ёроховского прогиба, которые и представляют некоторый интерес для поисков ловушек, обязанных воздействию эрозионной деятельности [Г.В.Леонов, В.Н.Погудин, 1989].

В связи со снижением активности денудационных процессов по мере удаления от Башкирского и Южно-Татарского палеосводов на юго-востоке антеклизы залежи руслового типа во врезах не ожидаются.

5.4.Структурно-стратиграфические ловушки, контролируемые предверейским региональным размывом

Известно, что башкирские отложения подверглись региональному площадному размыву и были перекрыты, часто со стратиграфическим и угловым несогласием, породами верейского горизонта. Уже одно это создавало предпосылки для формирования ловушек, экранируемых стратиграфическим несогласием. Однако, в дополнение к этому обстоятельству имеются еще ряд геологических условий, способствовавших образованию залежей, контролируемых предверейским размывом.

Главнейшим из них является наличие непроницаемой покрышки. Роль покрышки выполняют глинисто-аргиллитовые и карбонатно-глинистые отложения Верейского горизонта, развитые в северной части Бузулукской впадины. Верейские отложения образуют три основные фациальные зоны. С запада на восток это зона терригенных фаций, средняя переходная зона - терригенно-карбонатных фаций и восточная - карбонатных фаций. Породы двух первых фациальных зон при наличии глинистых и карбонатно-глинистых пачек обладают флюидоупорными свойствами и представляют собой региональную покрышку. Третья фациальная зона, занимающая в основном Восточно-Оренбургское сводовое поднятие с прилегающими территориями, такими свойствами не обладает, в связи с чем поиски описываемого типа структур являются здесь бесперспективными. Надежная покрышка имеется также в зоне Предуральского краевого прогиба восточнее бортового уступа, где весь верейско-докунгурский разрез спрессован в маломощную (20-60 м) толщу глинистых и карбонатно-глинистых пород депрессионных фаций.

Вторым важнейшим условием для формирования залежей этого типа является наличие коллекторов. Породы башкирского яруса уже сами по себе благоприятны для создания коллекторской емкости, т.к. в их составе значительную роль играют органогенные известняки. Но главная роль принадлежит все же вторичным коллекторам, образовавшимся на поверхности размыва башкирских пород под воздействием сил выветривания на стадии эпигенеза. В силу этого коллектор продуктивного пласта А», выделяемого в кровле башкирского яруса, фактически сечет первичные напластования пород и может образовывать залежи массивного типа.

Третье условие связано с образованием положительных структурных форм, наблюдаемых как по внутрибашкирским реперам, так и по поверхности размыва. Согласно нашим исследованиям [50, 54, 56] активные межблоковые взаимосмещения, сопровождаемые структурообразованием, в послебашкирскую фазу тектогенеза максимально проявились на Соль-Илецком своде и его восточном продолжении в пределах Предуральского прогиба. Именно здесь выявлено большое число залежей нефти и газа в башкирских отложениях, приуроченных к ловушкам описываемого типа (Рождественское, Теректинское, Новоключевское, ЮжноОренбургское, Копанское, Бердянское и др.).

Для структурно-стратиграфических ловушек, контролируемых предверейским размывом, характерны несоответствия структурных планов внутрибашкирских горизонтов с поверхностью размыва, а также со структурными планами верейских и надверейских отложений, угловые несогласия и смещения сводов, вторичный характер коллекторов. Внутрибашкирские структуры и стратиграфические ловушки носят, в основном, погребенный характер, т.к. в разрезе выше башкирских отложений не прослеживаются.

Не исключается возможность существования чисто стратиграфических ловушек при благоприятных сочетаниях регионального южного наклона с верейской глинистой покрышкой.

5.5. Ловушки стратиграфического типа на склонах Соль-Илецкого свода

Наиболее приподнятый северный край Соль-Илецкого свода образует известное Оренбургское газоконденсатное месторождение. На. Оренбургском валу отложения терригенной толщи девона отсутствуют, а на размытой поверхности ордовика залегают породы заволжского горизонта. С севера и юга к ордовикскому выступу прилегают отсутствующие в своде отложения девона, образуя протяженные зоны стратиграфического несогласия. По разлому, отделяющему Соль-Илецкий свод от Восточно-Оренбургского сводового поднятия, входят в соприкосновение породы ордовикского возраста с терригенными девонскими отложениями, вскрытыми в нормальной последовательности на юге Восточно-Оренбургского сводового поднятия.

На пологом южном склоне Соль-Илецкого свода, осложненном широтными выступами древних пород, по сейсмическим материалам установлено последовательное выклинивание девонских отложений с образованием вероятных неантиклинальных ловушек стратиграфического и приразломного типа. Наличие зон выклинивания подтверждается разрезами скважин разной полноты: от максимального перерыва, зафиксированного в сводовой части Оренбургского вала, через частичное выпадение отдельных горизонтов на склонах до полномасштабного разреза, присущего внесводовым участкам.

Таким образом, две широтные протяженные зоны вдоль северного разлома и вдоль пологого южного склона представляют реальный интерес для поисков ловушек стратиграфического типа [60].

6. МОРФОГЕНЕТИЧЕСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ЛОВУШЕК

Вопросы систематизации и классификации ловушек нефти и газа рассматривались многими авторами: И.М.Губкиным, И.О.Бродом и Н.А.Еременко, В.Е.Хаиным, А.Г.Алексиным, В.А.Клубовым, Г.А.Габриэлянцом, Г.Т.Юдиным, В.Я.Ратнером, К.М.Севастьяновым, И.И.Капустиным и другими.

Среди классификаций преобладают такие, в которых все ловушки нефти и газа группируются в структурные, стратиграфические, литологические и комбинированные. Однако есть классификации, где в основу деления заложены иные принципы. Например, в классификации В.Я.Ратнера и др. [1979 г. ] предложены три типа: ловушки перегибов кровли резервуара, ловушки латерального экранирования и литологически замкнутые. Одна из последних классификаций А.Г.Алексина и др. [1994 г.] очень громоздка (6-ранговая система) и включает деление ловушек на массивные, пластовые и зонально-ограниченные. Кроме того, на односторонне- и многостороннеэкранированные, ловушки одного, двух и более экранов и т.д. Поэтому однотипные по сути ловушки попадают не в одну, а в несколько классификационных ниш.

Наиболее неопределенное положение во всех классификациях занимают ловушки с тектоническим экранированием. В одних они отнесены к типу структурных, в других объединяются с ловушками литологического и стратиграфического выклинивания. Некоторые исследователи тектоническое экранирование считают дополнительным признаком в ловушках структурного, стратиграфического и литологического типов.

В силу разноранговости, разной степени детализации, генетических или морфологических приоритетов выбрать какую-то одну универсальную схему классификации не представляется возможным. Поэтому для Оренбургской области предложена своя классификация, вобравшая, на наш взгляд, лучшие элементы других классификаций [55]. Она максимально проста, так как имеет лишь трехранговое деление на типы, подтипы и разновидности. В то же время для всех видов ловушек, выделенных в Оренбургской области, находится своя классификационная ячейка.

В основу деления ловушек на типы положен основополагающий признак - характер экрана, определяющего формирование и существование ловушки. Нами выделены 4 типа экранов, которым соответствуют 4 типа ловушек.

Пликативным дислокациям, приводящим к изгибанию (короблению) пластов или процессам облекания, обязан происхождением тип антиклинальных (структурных) ловушек. Это классический тип замкнутых антиклинальных поднятий, формирующийся в основном за счет процессов тектонического складкообразования. По морфологическим признакам ловушки облекания ничем не отличаются от замкнутых структур, образованных за счет тектонического изгибания, но по генезису относятся к числу вновь образованных, навешенных или пассивных структур, возникших без участия геодинамических сил. В основе их лежат седиментационные или гравитационные явления: биогенные или соляные тела, эрозионные останцы, бары, неравномерное уплотнение осадков и т.п.

Там, где главенствующая роль в формировании ловушек принадлежит разрывным нарушениям и в качестве основного экрана выступает плоскость разлома, выделен тип тектонически экранированных (дизъюнктивных) ловушек. Этот тип формируется преимущественно на моноклиналях в сочетании со структурными носами, оперяющими разломами, и литологическими экранами. Разновидности этого типа ловушек заимствованы нами у разработчиков классификации ловушек по Днепровско-Донецкой впадине [В.А.Витенко, Б.П.Кабышев, 1971; А.Н.Шарданов, Е.К.Гончаров, 1981], где он занимает ведущее положение.

Третий вид экранирования - стратиграфический, когда экранами служат поверхности стратиграфических и угловых несогласий между разновозрастными толщами. Стратиграфические несогласия формируют тип стратиграфических ловушек. Типичными их представителями можно считать ловушки, экранируемые кыновскими врезами ДТП, предверейскими врезами, предполагаемое выклинивание девонских отложений на склонах ордовикского ядра Соль-Илецкого выступа.

Стратиграфические ловушки в чистом виде встречаются нечасто. Более распространены структурно-стратиграфические, литолого-стратиграфические и другие комбинации.

Четвертый тип - литологических ловушек обязан своим формированием факторам литолого-фациальной изменчивости пород, за счет чего образуются литологические ограничения ловушек. Разновидностей их великое множество, особенно связанных с древними речными сетями. Но в регионе наиболее распространены массивы биогенного происхождения (рифы, банки, биогермы и т.п.).

Для случаев сложного экранирования, когда в одной ловушке сочетаются разные типы экранов, выделен пятый тип ловушек комбинированных. Комбинированные ловушки составляют наиболее распространенную группу. Среди них все сочетания со структурным типом: структурно-литологические (Султангуловское, Е-Зыковское, Сокское и др.), структурно-дизъюнктивные (Зайкинско-Росташинская группа месторождений, Загорско-Лебяжинское, Тавокановское и др. месторождения), структурно-стратиграфические (Рождественское, Ст.-Ключевское, Ибряевское и др. месторождения).

Предложенная классификация полностью отвечает потребностям системного подхода к выделенным нами типам ловушек, а при необходимости может быть детализирована на основе других дополнительных критериев.

7. ПРИОРИТЕТНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ, ИХ ГЕОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА

В основу выбора приоритетных направлений ГРР положены анализ состояния ресурсной базы, тектоно-седиментационные особенности строения ЗНГН, характер развития коллекторов и покрышек, геохимические, термобарические и гидрогеологические критерии, геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа [48, 49, 50, 52, 53, 54, 57].

В теорию, методику и практику сравнительной оценки направлений ГРР большой вклад внесли ученые ИГиРГИ A.A. Аксенов, В.В.Аленин, В.П.Авров, Ю.Г. Афанасьев, В.Н. Андреев, Ю.Н. Батурин, Н.А.Крылов, И.И.Кожевников, Л.Л.Казьмин, О.М. Мкртчян, Ю.Б. Митрейкин, В.Е.Орел, Э.И. Халимов, P.O. Хачатрян и другие.

В перспективах нефтегазоносности юго-восточных районов Волго-Уральской антеклизы ведущая роль принадлежит Оренбургской области. Разведанность ее нефтяных ресурсов достигла лишь 49%, а в неразведанной части еще содержится 846 млн.т нефти. Неразведанные ресурсы газа несмотря на высокую степень освоенности (73%) также еще велики и составляют порядка 750 млрд. м3. По состоянию прогнозных и перспективных ресурсов нефти и газа в число приоритетных направлений выдвигаются южные и восточные районы. Они обладают активными неразведанными ресурсами У В и реальной возможностью открытия средних и даже крупных месторождений нефти и газа [58].

Южное погружение Бузулукской впадины по всем показателям входит в число самых приоритетных направлений. Степень разведанности нефтяных ресурсов - 26,6%, газовых - 13,2%.

Как было показано выше, ведущее место среди объектов нефтегазонакопления принадлежит структурам дизъюнктивной природы, получившим распространение в пограничных приразломных зонах. Главное значение для дальнейшего разворота геологоразведочных работ приобрел зайкинский тип месторождений, установленный в Камелик-Чаганской зоне юга Бузулукской впадины. Именно этот тип месторождений предопределил наивысшие перспективы названного района [45].

Самым высоким нефтегазовым потенциалом пользуется в районе терригенно- карбонатный нефтегазоносный комплекс эйфельско-франского возраста, к которому приурочены основные продуктивные пласты в бийско-афонинских, воробьевских, ардатовских, пашийских и средне-верхнефранских отложениях. Объектами для дальнейшего изучения рекомендованы малоизученные блоки-ступени, расположенные в основном южнее Зайкинско-Росташинской группы месторождений и в зоне Акъярско-Землянских разломов. Среди них наиболее крупные объекты ожидаются на Талово-Долинной, Чинаревско-Елтышевской, Кошинской, Лебедевской ступенях. Перспективы Южно-Бузулукского района усиливаются в связи с наличием здесь в среднедевонских отложениях Рубежинско-Уральского некомпенсированного прогиба. Его северная бортовая зона, сложенная в основном органогенными породами, образует многочисленные биогермные тела, усиливающие структуроформирующую роль разломов. Кроме того, в образовании структур облекания высока роль южной бортовой системы Муханово-Ероховского прогиба. Другим важным элементом, повышающим перспективы района, является расположенный на крайнем юго-западе области Погодаево-Остафьевский прогиб Камско-Кинельской системы. Выявленные сейсморазведкой на его бортах рифовые массивы франско-фаменского возраста также являются высокоперспективными объектами для будущих поисковых работ. Перспективы III и вышележащих комплексов невысоки.

Северная часть Бузулукской впадины менее благоприятна для разворота геологоразведочных работ. Это связано прежде всего с высокой степенью разведанности главного объекта нефтепоисковых работ: II нефтегазоносного комплекса, в котором выявлены многочисленные залежи нефти, сконцентрированные в бортовых зонах Муханово-Ероховского прогиба. Разведанность его близка к 90%. Перспективы дальнейших открытий в большей мере связаны с поисками месторождений нефти в отложениях нижнего эйфельско-франского комплекса. В нем сосредоточено почти 50% неразведанных ресурсов района (68 млн.т). Структурообразование в нем принципиально не отличается от южных районов Бузулукской впадины. Поэтому самые перспективные зоны определяются той сетью разломов и флексур, которые частично уже закартированы сейсморазведкой, другие реализованы в открытиях месторождений нефти. К последним относятся продуктивные объекты Самаркинских дислокаций, Рябиново-Якутинской и Ольховской зон. К поисковым объектам I очереди отнесены Ероховская, Малогасвицкая, Тихоновская, Невежинско-Сборовская приразломные зоны.

В северной краевой зоне Жигулевско-Оренбургского свода некоторое значение могут иметь структуры облекания эрозионно-тектонических выступов фундамента, образующих Кирюшкинскую гряду. Как было отмечено выше, Бузулукская впадина помимо хороших структурных условий обладает самыми благоприятными геохимическими, гидрогеологическими и палеогеотермическими показателями для генерации и аккумуляции нефти и газа в отложениях I, II и III НГК.

Восточно-Оренбургское сводовое поднятие имеет низкую степень разведанности НСР (23,4%). Его неразведанные ресурсы содержат 185 млн.т нефти, из них подавляющая часть (326 млн.т) находится в отложениях I НГК. Район характеризуется большим разнообразием структурных, фациальных и литологических особенностей строения нефтегазоносных толщ. Перспективы северной половины района в основном связаны со структурами приразломного типа (зоны грабенообразных прогибов и горстовидных поднятий, клиновидные блоки), с неантиклинальными ловушками нефти, приуроченными к эрозионно-денудационным формам палеорельефа и литологическим экранам. Эти зоны нефтегазонакопления ожидаются в самом нижнем эйфельско-франском нефтеносном комплексе.

Перспективы II карбонатного комплекса целиком обязаны структурам облекания биогермов в бортовых и прибортовых зонах франского и фаменского возраста Муханово-Ероховского прогиба. В связи с этим перспективные площади на поиски этого типа залежей занимают широкую полосу ожидаемого развития органогенных структур во франско-фаменском комплексе отложений.

В южной половине Восточно-Оренбургского сводового поднятия основные перспективы связываются с вероятными зонами выклинивания песчаных пластов на бортах Колганско-Борисовского прогиба и с языками глинистых пород, распространенных далеко на север и запад от его центральной части, которые обеспечивают надежные покрышки в структурах облекания упоминавшихся биогермных тел [Г.Д.Яхимович, 1998]. Нефтегазоносные комплексы от III и выше реальных перспектив не содержат.

Южные и юго-восточные районы области перспективны преимущественно на газовое сырье. В реализации их потенциала главная роль отводится внешним и внутренним прибортовым зонам Прикаспийской синеклизы и Предуральского краевого прогиба, включая также и Соль-Илецкий свод. Основными контролирующими элементами являются бортовые уступы и флексуры нижнепермского, средне- и нижнекаменноугольного и верхнедевонского возраста, к которым примыкают массивы органогенных пород. Из-за отсутствия на юге региональных покрышек в разрезе ниже кунгурских солей и ангидритов башкирско-нижнекаменноугольный и нижнепермский комплексы образуют общую нефтегазовмещающую толщу, что на практике реализовалось в формировании единых массивных залежей на уникальных Оренбургском и Карачаганакском месторождениях и на множестве мелких типа Совхозного, Тепловского, Ново-Ключевского и других.

В качестве высокоперспективных зон выделены пояса вероятного выклинивания девонских терригенных отложений на северном и южном склонах Соль-Илецкого свода.

Геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа

В условиях рыночной экономики при выборе направлений геологоразведочных работ особо важная роль отводится геолого-экономической оценке ресурсов.

В разработке методов анализа сырьевой базы нефтедобычи и экономической оценки по ее освоению участвовали ученые ВНИГРИ, ИГиРГИ, ВНИИОЭНГ И.Х.Абрикосов, А.А.Аксенов, В.В.Аленин, Ю.Н.Батурин, С.А.Винниковский, В.Ф.Дунаев, В.П.Ильченко, М.Г.Лейбсон, В.И.Назаров, В.Д.Наливкин, М.В.Фейгин, А.Я.Фурсов, Э.М.Халимов, которыми создана стройная система геологической и денежной оценки ресурсов УВ.

Последняя геолого-экономическая оценка ресурсов нефти и газа Оренбургской области была проведена соискателем [53, 57] на основе программного комплекса ВНИИОЭНГ [В.П.Ильченко, Б.А.Рыбак и др.] при ценовых показателях и налоговых ставках, существовавших на конец 1996 г. Из нескольких вариантов расчетов было установлено, что базовый вариант (со всеми налогами) является практически неприемлемым, т.к. в число рентабельных для освоения попадают лишь 9,2% неразведанных ресурсов нефти. Был принят вариант с налоговыми льготами, вошедший в основу финансовоэкономического эксперимента ОАО «Оренбургнефть», обоснованного его руководством и разрешенного Правительством РФ.

По принятому варианту уже 59% от объема неразведанных ресурсов вошли в состав рентабельных. Среди направлений наибольшей рентабельностью и, соответственно, высшей удельной ценностью недр, несмотря на большие глубины залегания перспективных горизонтов, отличается южное погружение Бузулукской впадины, а в ее составе отложения I и II НТК.

Из 239 млн.т неразведанных ресурсов нефти на долю I НТК приходится 200 млн.т, в т.ч. 132 млн.т (66%) отнесены к рентабельным. Во II НГК объем рентабельных ресурсов составляет лишь 13 млн.т, а в вышезалегающих комплексах и того меньше. Поэтому для самостоятельного освоения они нерентабельны.

В северной половине Бузулукской впадины общий объем рентабельных ресурсов также достаточно высок и составляет 111 млн.т нефти (82% от неразведанных). Все они распределены между четырьмя нижними комплексами с максимальными объемами в I НТК (44 млн.т).

Близкими значениями рентабельных ресурсов отличается Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, где в состав рентабельных для освоения вошли ресурсы I и II НГК (соответственно 46 и 23 млн.т). На Соль-Илецком своде, в Предуральском прогибе и Прикаспийской синеклизе в разряд рентабельных вошли ресурсы лишь одного IV окско-башкирского комплекса.

По удельной ценности недр высший уровень занимает эйфельско-франский комплекс южного погружения Бузулукской впадины (315 млн. руб/км2 ), что усиливает ту благоприятную оценку района, которая дана ему по геологическим критериям. Тот же комплекс на севере Бузулукской впадины имеет удельную ценность недр лишь 87 млн.руб./км , а на Восточно-Оренбургском сводовом поднятии - только 10 млн. руб./км2. Зато II НТК наивысшую ценность имеет на севере Бузулукской впадины (за счет бортовых зон Муханово-Ероховского прогиба) - 109 млн. руб./км2, чуть меньше - на Восточно-Оренбургском сводовом поднятии - 78 млн.руб./км2 и еще менее, 42 млн.руб./км2 - на южном погружении Бузулукской впадины.

В целях ориентировки ГРР на необходимые размеры поисковых объектов была проведена геолого-экономическая дифференциация направлений работ по предельным значениям ресурсов, соответствующих порогу рентабельности. В результате проведенного анализа установлено [57], что повсеместно на всех направлениях и глубинах нерентабельны для поисков и дальнейшего освоения объекты с ресурсами кат.Сз менее 0,3 млн.т нефти и 1,0 млрд.м3 газа. Объекты с ресурсами нефти от 0,3 до 1 млн.т рентабельны для II НГК на южном склоне Татарского свода и севере Бузулукской впадины, т.е. в районах с наименьшими глубинами залегания продуктивных толщ. Наиболее эффективные направления: I НГК юга Бузулукской впадины и Восточно-Оренбургского сводового поднятия, IV и VII комплексы бортовых зон Предуральского прогиба и Прикаспийской синеклизы в силу высоких удельных затрат, связанных, главным образом, с большими глубинами (до 5-6 км), требуют работы с объектами, ресурсы которых не менее 10 млн.т усл. топлива, т.е. для этих условий предельные значения ресурсов, соответствующие порогу рентабельности, резко повышаются. На тех же направлениях с уменьшением глубин залегания требования к объемам ресурсов на рентабельных объектах понижаются до 3-10 млн.т и даже менее 3 млн.т.