Роль разломно-блоковой тектоники в формировании залежей углеводородов в подсолевых отложениях палеозоя на юге Соль-Илецкого свода Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98 (470.56)

РОЛЬ РАЗЛОМНО-БЛОКОВОЙ ТЕКТОНИКИ В ФОРМИРОВАНИИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПАЛЕОЗОЯ НА ЮГЕ СОЛЬ-ИЛЕЦКОГО СВОДА

B.М.Горожанин, Е.Н.Горожанина (Институт геологии Уфимского научного центра РАН), В.И.Днистрянский,

C.М.Побережский, А.Г.Ефимов (ООО "Газпром добыча Оренбург")

На основе анализа геологических и геофизических материалов по нефтегазовым площадям на юге Соль-Илецкого свода, в зоне его сочленения с Предуральским прогибом и Прикаспием, показана роль разломно-блоковых движений в формировании нефтегазоносных структур. Приведены геолого-геофизические и сейсмических данные по Нагумановской, Акобинской и Вер-шиновской площадям, свидетельствующие о тектонической природе подсолевых поднятий. Ведущая роль в формировании залежей УВ принадлежит наиболее позднему тектоническому воздействию, нарушающему первичные седиментационные взаимоотношения. Образование горстовидных структур сопровождается развитием зон разуплотнения, трещиноватости и повышенной вторичной пористости в подсолевых карбонатных отложениях. Положение наиболее продуктивных участков коллекторов, сформированных в телах мощных карбонатных платформ, коррелирует с положением разломных зон, находящих свое отражение в активизации соляно-купольной тектоники.

Ключевые слова: Соль-Илецкий свод; Предуральский прогиб; разломы; карбонатные платформы; залежи УВ; соляно-ку-польная тектоника; сейсмические данные; цветочные структуры.

Соль-Илецкий свод является структурой юго-восточной окраины Русской платформы, с юга он обрамляется Прикаспийской впадиной, с востока — Предуральским прогибом (рис. 1). Район характеризуется наличием мощного чехла осадочных отложений преимущественно в карбонатных фациях, а также присутствием соленосной толщи кунгурского яруса нижней перми. Нефтегазоносный потенциал под-солевых отложений крупных впадин и прогибов, вмещающих толщи эвапоритовых отложений, обычно оценивается высоко, поскольку соли представляют собой региональную покрышку, благоприятствующую формированию крупных скоплений нефти и газа. Кроме того, в крупных отрицательных структурах соли обычно испытывают диапи-ризм. Искажающее влияние солей на скорость прохождения сейсмических волн создает серьезные трудности в применении сейсморазведки МОГТ для поиска подсолевых структур. Для рассматриваемой

территории принято связывать неф-тегазоносность с рифовыми и био-гермными комплексами, роль раз-ломно-блоковых движений не очевидна.

Региональными и площадными геофизическими работами, проводимыми ООО "Газпром добыча Оренбург" в северной прибортовой зоне Прикаспийской впадины и Предуральском прогибе на протяжении последних 15 лет, было установлено около 20 структур, которые по принципу "прозрачности" волнового поля часто интерпретировались как "органогенная постройка" или "аномалия типа риф". Согласно эталонной поисковой модели, в качестве которой выступала нижнепермская рифовая постройка месторождения Карачаганак, такие объекты ожидались прежде всего в межкупольных депрессиях, хотя аномалии сейсмозаписи обнаруживались не только в межсолевых мульдах, но и под соляными валами. Последующее бурение на Каинсай-ской и Южно-Линевской площадях

прибортовой зоны Северного При-каспия показало отсутствие предполагаемых рифовых сооружений в подсолевых отложениях и выявило наличие антиклинальных прираз-ломных структур под соляными куполами и более сложную природу этих сейсмических аномалий, чем ожидалось по седиментационной модели [10, 16]. Разработка седи-ментационной модели подсолевых отложений палеозоя юга Оренбургского региона была направлена на выявление особенностей фациаль-ной зональности отложений и выяснение взаимосвязи процессов накопления карбонатных осадков и их УВ-продуктивности, составление прогноза пространственного распределения разнофациальных отложений, играющих роль коллекторов и покрышек. Эти работы показали, что наличие биогермных фаций не всегда является надежным критерием нефтегазоносности. Например, на Песчаной площади высокоемкие ассельские биогермные коллекторы обводнены, а залежь

Рис. 1. СХЕМА РАСПРОСТРАНЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫХ И ДЕПРЕССИОННЫХ ФАЦИЙ РАННЕЙ ПЕРМИ НА СОЛЬ-ИЛЕЦКОМ СВОДЕ И ЕГО ОБРАМЛЕНИИ

УВ приурочена к низкоемким коллекторам в кровле арта. Однако наличие биогермных построек всегда рассматривалось как показатель перспективности участка, поскольку считалось, что к тектоно-седи-ментационным поднятиям биогерм-ной природы и структурам их обле-кания приурочены залежи УВ [9]. При этом не учитывалось, что в зоне распространения рифовых фаций могли формироваться более поздние структурные поднятия.

Теория рифогенной природы сейсмических поднятий в зоне Пред-уральского прогиба и северо-восточной окраины Прикаспия не объясняет многих закономерностей размещения скоплений УВ, таких как их приуроченность к нерифовым фациям, присутствие залежей на нескольких стратиграфических уровнях и наличие залежей в трещиноватых коллекторах. Поиск поднятий только рифогенной природы исключает из рассмотрения структурные ловушки, развитые в зоне карбонатных платформ. Это приводит иногда к тому, что постседиментационные структурные поднятия, развитые в карбонатных толщах, геофизики часто называют "рифами".

Наличие залежей УВ в зернистых (оолитовых и биокластовых) известняках башкирского яруса среднего карбона и артинского и кунгурского ярусов нижней перми на юге Соль-Илецкого свода объясняется легкостью выщелачивания этих пород (грейнстоунов и паксто-унов), относящихся к фациям отмели на открытой карбонатной платформе [8, 13]. Эпохи развития карбонатных платформ зависят от геодинамического режима территории. Геодинамический фактор считается определяющим и в формировании эпох нефтегазоносности [5]. Он влияет на распределение нефтема-теринских отложений, коллекторов и покрышек — классической триады факторов нефтеносности, которые по определению В.Ю.Керимова характеризуют лишь гипотетическую вероятность обнаружения залежей УВ. Реальную возможность заполнения резервуаров УВ контролиру-

1 - осадки карбонатной платформы; 2 -жения; 4 - залежи газа; 5 - скважины

ют процессы, способствующие циркуляции растворов по новообразованным зонам трещиноватости, образовавшимся в результате активизации тектонических процессов в постседиментационное время. Они формируют зоны выщелачивания и перекристаллизации, а также зоны вторичной цементации и переотложения минерального вещества. Эти процессы контролируют распределение залежей [2, 12]. По данным В.П.Гаврилова, процессы миграции УВ, формирования и переформировании залежей происходят достаточно быстро: вертикальной — 1 м/сут, латеральной — 6 км/сут. Вместе с водяным флюидом нефть и газ устремляются вверх по разломам и зонам трещиноватости и аккумулируются в залежь из нефте-материнских толщ, попавших в зону нефтегенерации. Месторождения, расположенные на этих миграционных путях, возможно, имеют современную подпитку УВ [4].

Связь зон нефтегазоносности с разломами и разломно-блоковой

рифовые фации; 3 - депрессионные отло-

тектоникой широко освещена в литературе (Н.А.Кудрявцев, В.П.Гав-рилов, В.К.Гавриш, В.Д.Скарятин, Р.Г.Гарецкий, Т.Ф.Балабанова, В.Б.Ар-чегов, Г.Е.-А.Айзенштадт, Э.А.База-нов, Г.Н.Доленко, И.И.Чебаненко, Н.В.Шаблинская и др.). Согласно исследованиям этих авторов, блоковое строение земной коры определяет особенности распределения резервуаров нефти и газа, а разломы, разграничивающие блоки, и связанные с ними проницаемые зоны тре-щиноватости рассматриваются как пути миграции УВ [1, 3].

На ряде месторождений в Западной Сибири [6, 15] и Западной Туркмении (данные компании "Виггеп-Епегду"-2005, http://www.eng.rpi-inc.ru/ mateгials/17/Day1/Session3/Buг-ren.pdf) по материалам сейсморазведки 3D показана определяющая роль сдвигов и сопряженных с ними тектонических дислокаций в формировании антиклинальных и вало-образных структур (структур "цветка"), контролирующих положение ловушек УВ. При этом отмечается,

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ РАЗРЕЗОВ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ СОЛЬ-ИЛЕЦКОГО СВОДА И ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА

Соль-Илецкий свод

Предуральский прогиб

Нагумановская

Скв. 6

4000-

4200-

4400-

4600

4800-

5000-

5200-

5400

5600-

5800-

6000-

6200-

6400

6600-

6800

7000-Н, м

4064 4213

4510-

4803 4830

Го

И

Ж

Ж

ж

ш

Скв. 1

Скв. 2

Скв. 3

Скв. 25

4860

Р,аг

P,s

Р,а

С,m" С,Ь

4105 4360 4595

'4868 4940

5170

5485 5535

as

ш

5824 5940 5958

И

ÎÉÈ

ж

is

и

И

Го

15

Ж1

щ

4-Г

4071-

Р,аг

4350-

P,s

4597-

Р,а

~сртг

4938

С,s

ETE

П

H

¿Ё

Л

.--^т-шг

4130

р1аг4330

P,s

461(

Р,а

Т-488СН

5000

C2b C,s

H

Го

fr В

H

Ш

Чиликсайская Скв. 35

4200

-449Q 4231-рг^

4410

4574

4940

"С2ггГ" С,Ь

"4880-

¿Ё

а

C,v

C,t

D,fm

M.

D29y_ 6ÖÖ6 D,ef

5628

5833 ""5906 6063 6132

6292

Щ

1д

Го

Го

Го

P,kg

F^ar

Вершиновская

Кзылобинская

P,s

Р,а

C.s

Скв. 501

Скв. 495

Акобинская

4876 4932 5024

C,v

6300

D3f>-. D2gv

D2eP' D,ètV

5360-5462-

5710-

^ 593Ô---«098"

iEa

j2IL

6303

V

ä

ш

5

P,är-P,s

'C2'b C.s

C,v

4865

5040> 5098-'S215-

4Щ ,492'

Скв. 162 P,a

Корниловская

51

Щ

ca\

pW

C2b C,s

5000

Скв. 171 Скв. 172 Скв. 173 "VI

51084:

5195 С,Ь

5300

ji.

5301

5212 C,s

V

Ш

5151

5301

шг

5330

Скв. 150

С,Ь

531í^ 5420

C,s

5710

C,t

D,ef

D.e

ХУ 4 1 Y't ''с 0

Ь^т: ч I/H fi -

äU I q Н^т-Ц m

X

11

ГШ 4 8 12

7005

1 - ангидриты; известняки: 2- оолитовые, 3- шельфовые, 4 - криноидные, 5 - тубифитовые, банково-рифовые, 6- водорослевые, 7-доломотизированные, 8-

глинистые, аргиллиты, 9-депрессионные, аргиллиты; 10-известняковая брекчия; 11 - песчаники; 12-перерыв; Pikg - кунгурский ярус, Piar - артинский ярус,

Pis - сакмарский ярус, Pia - ассельский ярус, Сгт - московский ярус, СгЬ - башкирский ярус, Cis - серпуховский ярус, Civ - визейский ярус, Cit - турнейский

ярус, Dsfm - фаменский ярус, Dsfr - франский ярус, Ö2gv - живетский ярус, Ö2ef - эйфельский ярус, Die tk - эмский ярус, такатинский горизонт

Рис. 3. ШЛИФЫ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ОСАДКОВ АССЕЛЬСКОГО ЯРУСА

НИЖНЕЙ ПЕРМИ

А Б

Ассельский ярус, холодноложский горизонт: А - скв. Нагумановская-2, глубина 4870 м, Б - скв. Кзылобинская-162, глубина 4742 м. Слоистые доломитизирован-ные глинисто-битуминозные известняки с фрагментами криноидей (К) и цист водорослей тасманитесов (Т), николи II, масштаб 1:50

что активное формирование залежей происходит на неотектоническом этапе.

Многие месторождения УВ на юге Соль-Илецкого свода локализованы под соляными куполами или контролируются соляными валами. Нагумановское месторождение, приуроченное к бортовой зоне Преду-ральского прогиба, локализовано под Акбулакской соляной грядой. В западной прибортовой зоне Преду-ральского прогиба Акобинское месторождение залегает под Сар-гачинской соляной грядой. Эти факты указывают на взаимосвязь формирования подсолевых тектонических структур и залежей УВ с соляной тектоникой. Однако соляной диапиризм не дает в полной мере реализовать возможности сейсморазведки 3D и выявить роль тектонических нарушений в формировании подсолевых поднятий.

Роль соляного диапиризма в образовании залежей УВ широко обсуждалась и обсуждается в работах многих исследователей (П.А.Кудрявцева, Л.Н.Капченко, В.Н.Китыка, Г.Е.-А.Айзенштадта, Э.В.Горфункеля, Ю.А.Воложа, В.А.Демидова, Г.Ж., А.А.Ивановых, М.В.Багдасаровой и др.). По данным Н.Д.Павлова (1983), образование соляных структур связано с планетарной сеткой трещино-ватости. А.И.Тимурзиев постседи-ментационный рост соляных диапи-ров объясняет поступлением соли в виде соляных растворов в зоны хрупких деформаций, образованных в процессе тектонической активизации территории [14].

Цель данной работы — определение роли синседиментационных и постседиментационных структурно-тектонических факторов, влияющих на формирование месторождений нефти и газа в подсолевых толщах в зоне сочленения Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины.

Геологическое строение территории

В тектоническом отношении Соль-Илецкий свод относится к

структурам Волго-Уральской анте-клизы. Южная его часть представляет структурный выступ, выдвинутый на юго-восток, в область слияния Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины. Литолого-стратиграфический разрез представлен надсолевыми и подсолевы-ми комплексами осадков. Надсоле-вые отложения сложены терриген-ными (прибрежно-морскими) крас-ноцветными осадками верхней перми, континентальными песчано-гли-нистыми и мелководно-морскими карбонатными и терригенными отложениями мезо-кайнозоя. Под-солевые (докунгурские) отложения представлены карбонатными толщами девона, карбона и нижней перми (рис. 2). В разрезах отсутствуют отложения московского яруса среднего и верхнего карбона. Отложения девона, нижнего и среднего и нижней перми представляют собой осадки мелководных карбонатных платформ [8]. На размытой поверхности башкирской карбонатной платформы залегают карбонатно-терригенные депрес-сионные отложения, выделяемые на каротажных кривых как "верейский" репер и датированные В.Н.Пазухиным по конодонтам хо-лодноложским горизонтом основания ассельского яруса нижней перми. Выше нижнепермские отложения представлены мощными био-

гермными (тубифитовыми) карбонатами шиханского горизонта ас-сельского яруса. На них залегают шельфовые известняки сакмарско-го, артинского и кунгурского ярусов. Позднеассельские банково-рифовые постройки обрамляют Соль-Илецкий свод с юга и востока, отделяя их от депрессионных зон Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины. Во внутренней части свода формировались отложения мелководного шельфа [8, 9, 13].

Депрессионные отложения нижней перми занимают обширную территорию, прилегающую к Соль-Илецкому своду с востока и юга — со стороны Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины. На Нагумановской площади они распространены в основании ас-сельского яруса (мощность 2-27 м). В Предуральском прогибе (по данным бурения на Акобинской и Кзы-лобинской площадях) ассельская депрессионная толща имеет мощность 25-54 м и состоит из трех пачек: нижней алевроаргиллитовой, средней известняковой, верхней кремнисто-карбонатной радиоля-ритовой. Особенностью их состава является присутствие органических остатков планктонных водорослей семейства Tasmanites (рис. 3). Этот одноклеточный фитопланктон в некоторые эпохи обусловил всплеск

продуктивности и считается основным поставщиком ОВ в горючих сланцах и нефтематеринских породах морского происхождения. По данным И.Н.Ляпустиной, депресси-онные фации ассельского яруса нижней перми содержат от 0,97 до 5,81 % Сорг. Сакмарские отложения в зоне прогиба отсутствуют. Артин-ские осадки представлены маломощной пачкой обломочных пород депрессионного типа.

В кунгурский век территория перекрылась эвапоритовыми толщами. Карбонатные породы в основании кунгура распространены только на Нагумановской площади. Они представлены ооидными выщелоченными известняками и датированы по фораминиферам (данные Т.В.Филимоновой) филипповским горизонтом. Выше они сменяются толщей (до 190 м) серых тонкослоистых ангидритов с глинисто-доломитовыми прослойками. На них залегает толща соли, мощность которой меняется от 0 в межкупольном пространстве до 3-5 км в зоне куполов. Галогенная толща служит региональной покрышкой для залежей УВ. На рассматриваемой территории все открытые залежи локализуются под соляными куполами. Промежуточными покрышками являются более плотные разности пород, представленные сульфатизи-рованными известняками с прослоями ангидритов, глинистыми прослоями или плотными и перекристаллизованными известняками.

Структуры месторождений

Структуры месторождений, расположенных на рассматриваемой территории, выявлены по данным сейсморазведки МОГТ. На сейсмических профилях 2D и 3D, пройденных вдоль и вкрест простирания основных структурных элементов, выявлены зоны аномальной сейсмической записи, трактуемые как зоны тектонических нарушений.

Признаки выявления на сейсмо-профилях приразломных горсто-видных поднятий описаны в рабо-

тах Г.Н.Гогоненкова и А.И.Тимурзи-ева на примере Яты-Пуровского вала в Западной Сибири. Отмечается приоритетное значение данных сейсморазведки 3D, на которых выявляется кулисообразное расположение структур, оперяющих зону разлома. На профилях 2D зона разломов часто выделяется субпараллельными линиями, так как оперяющие кулисы сдвигов являются малоамплитудными и их полярность меняется по простиранию. Сейсмические данные 2D не позволяют опознать кулисный рисунок строения разломов. Центральное нарушение зоны сдвига представляет собой центральный разлом, вдоль которого произошло смещение пород с "выжиманием" и поворотом блоков в вертикальной плоскости, иногда сопровождаемым крутым наклоном поверхностей напластования пород в сторону от разлома. По современным тектоническим представлениям такие положительные структуры, называемые структурами "цветка", образуются деформациями сдвига; они характерны для многих месторождений нефти и газа (месторождения Бурун в Западной Туркмении и Яты-Пуров-ское в Западной Сибири). На данной территории выявление этих структур под соляными валами осложнено из-за влияния толщи соли на скорость прохождения сейсмических волн. Тем не менее, бурение подтвердило наличие под соляными валами поднятий.

На фрагментах профилей 2D и 3D отчетливо проявлены линейные субвертикальные и наклонные зоны разломов, разбивающие структуру на блоки. Разломы выявляются по разрыву сплошности отражающих горизонтов и небольшому смещению площадок. Вблизи зоны разлома блоки выклиниваются вниз.

Нагумановское месторождение расположено в бортовой зоне Предуральского прогиба, в области распространения ассель-ских барьерных рифов. На месторождении выявлены три залежи УВ: артинская, газоконденсатная (район скв. 1, 2, 3, 25, 503), артинская неф-

тяная (район скв. 508, 511) и башкирская нефтяная (район скв. 1, 2).

По кровле артинской карбонатной пачки (Акп) по изогипсе -4 км выделяется Южно-Нагумановская валообразная структура северовосточного простирания (данные ООО "ВолгоУралНИПИгаз"). Поднятие состоит из субмеридионального ряда более мелких структур. На временных разрезах МОГТ по сейсмическим профилям 2D (скв. 23, 43) и 3D, пересекающих Южно-На-гумановскую структуру вкрест простирания, наблюдаются резкий перегиб подсолевых карбонатных слоев и выклинивание нижнепермских карбонатов в сторону прогиба (рис. 4). Структура контролируется субмеридиональным нарушением — Акбулакской флексурой, ограничивающей бортовую зону прогиба. Это нарушение проявлено на поперечных профилях 3D через Нагуманов-скую площадь в виде серии веерообразных разломов. Оно маркируется Акбулакской соляной грядой северо-восточного простирания. Нарушение имеет ряд поперечных и диагональных оперяющих разломов, выявленных на продольных профилях 3D через Нагумановскую площадь и разбивающих Южно-На-гумановскую структуру на субширотные блоки, в которых кровля артинских карбонатов находится на разной глубине (4083 м в скв. 25 и 4040 м в скв. 3). Нарушения северо-восточного и северо-западного простираний образуют взаимосвязанную ромбовидную систему, которая контролирует расположение соляных гряд, а также перемычек между ними, отдельных куполов и межсолевых мульд (рис. 5).

На Южно-Нагумановской структуре пробурены скв. 1, 2, 3, 503, 25, 22. Данные бурения подтвердили наличие поднятия под соляным куполом, выявленное сейсморазведкой: горизонт Акп в скв. 3 приподнят на 30 м по сравнению со скв. 2. Вариациями фациального состава нельзя объяснить наблюдаемое различие в положении кровли под-солевых отложений, поскольку фа-циальный состав, полнота разреза

Рис. 4. СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ НАГУМАНОВСКОЙ ВАЛООБРАЗНОЙ СТРУКТУРЫ ПО ПРОФИЛЮ МОГТ 3D

А - вкрест простирания, Б - вдоль структуры; 1 - основные зоны разломов; кровля: Кн - соленосных пород, Акп - артинской карбонатной пачки, Б - известняков башкирского яруса, Л - отложений девона

и мощности биогермно-шельфовых известняков нижней перми в этих скважинах сходны. Положение кровли карбонатов среднего карбона находится примерно на одном уровне, что показывает их меньшую раздробленность. Зона разлома фиксируется в керне скважин в виде зон дробления, трещиноватости известняков и наличием зеркал скольжений.

Таким образом, на сейсмических разрезах вкрест Нагуманов-ской структуры выявлено, что вдоль бортовой зоны Предураль-ского прогиба проходит зона субмеридионального разлома, который оперяется диагональными наклонными нарушениями, разбивающими толщу пород на приподнятые и опущенные блоки. Разлом проникает снизу вверх от фундамента, пересекает толщу палеозойских карбонатов, маркируется Акбулак-ской соляной грядой и сопровождается скучиванием толщи подсо-левых ангидритов и крутым наклоном верхнепермских и триасовых красноцветных осадков, выполняющих межкупольные мульды. Флек-сурный перегиб палеозойских толщ в зоне разлома (Акбулакская флексура) представлен сочетанием сбросов и взбросов, отчетливо проявленных по кровле и подошве ар-тинских, башкирских и девонских отложений. Оперяющие ветвящиеся и наклонные разломы разделяют породы на клиновидные (выклинивающиеся вниз) блоки, группирующиеся в структуры цветочного типа.

Вершиновский участок расположен на опущенном юго-восточном блоке Соль-Илецкого выступа, в краевой его части, образующей структурный нос, выдвинутый на юго-восток, в область слияния Пред-уральского прогиба и Прикаспийской впадины. В процессе бурения в скв. Вершиновская-501 был получен приток УВ-газа из нижнепермских пород, в скв. 495 — из кровли башкирских пород.

По данным сейсморазведки Эй Вершиновский блок представляет собой изолированную горстовид-ную структуру треугольной формы,

отделенную от краевой части Соль-Илецкого выступа разломом сбросового типа северо-восточного простирания. Структура, оконтуренная на этом участке по изогипсе -4900 м, имеет размеры 10x5 км и амплитуду 400 м. Данные бурения подтвердили наличие горстовидного поднятия под соляным куполом, выявленное сейсморазведкой (рис. 6). В северной части Вершиновской структуры, между соляным куполом и Шаповаловской структурой (ангидритовой "подушкой"), скв. 501 на глубине 4882 м вскрыт фрагмент нижнепермской рифовой постройки. В нескольких километрах южнее, под соляным куполом, скв. 501, 495 на глубине 4865 м вместо предполагаемого рифа вскрыты маломощные (57 м) отложения глубоководных и обломочных известняков ассельско-сакмарского уровня, перекрывающих известняки башкирского яруса, кровля которых оказалась на 260 м выше, чем в скв. 501. Различие в строении разреза скв. 501 и 495 показывает, что Вершинов-ский блок разбит на более мелкие блоки, ограниченные разломами,

которые на сейсмическом профиле образуют ветвистую систему, напоминающую структуру цветка. В центральной части поднятия выделяется приподнятый (выжатый вверх) блок клиновидной формы. По данным бурения скв. 495 в состав этого блока входят пласты черных интенсивно сульфатизированных депрес-сионных пород с реликтами радиолярий. Вероятно, эти породы залегают в крупном тектоническом клине, "захваченном" в ангидритовую толщу при выжимании соляного диапира либо при более поздних подвижках. О тектоническом дроблении свидетельствует также незакономерное чередование газо- и водонасыщенных пластов по разрезу скв. 495, выявленное в ходе испытаний.

В керне скв. Вершинов-ская-501, в известняках артинского яруса, были обнаружены интенсивные субвертикальные зеркала скольжения с включениями самородной серы на плоскостях трещин и присутствие самородной серы в кавернах. Как известно, реакция сульфат-редукции с образованием са-

Рис. 5. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ СОЛИ (горизонт К„) (по материалам ООО "ВолгоУралНИПИгаз", 2008) И КОНТРОЛИРУЮЩАЯ ЕЕ РОМБИЧЕСКАЯ СИСТЕМА РАЗЛОМОВ

мородной серы требует участия восстановителя, в качестве которого наиболее вероятно предположить поток УВ. Следует полагать, что рифовые известняки в скв. 501, в которых циркулировали сульфатные воды, не стали ловушкой для УВ и, поскольку над телом рифа не было мощного соляного купола, любая тектоническая трещина могла быть каналом дегазации и разгерметизации залежи. Следы процессов сульфат-редукции выражаются и в образовании скоплений пирита, который наблюдается в суль-фатизированных породах в основании ангидритовой толщи в скв. 495, что рассматривается как проявление локального процесса взаимодействия соседних сульфатного и глинисто-битуминозного прослоев. Эти данные указывают на миграцию УВ-флюида по трещинам, образовавшимся в результате тектонического дробления пород.

Акобинское месторождение расположено восточнее и находится в прибортовой зоне прогиба, где рифы не формировались, здесь ас-сельско-артинский интервал сложен депрессионными осадками толщиной 30-50 м, залегающими на размытой поверхности башкирской карбонатной платформы.

Акобинская валообразная структура выявлена в результате сейсморазведочных работ МОГТ 2D в виде поднятия под Сагарчинским соляным валом. По материалам МОГТ 3D поднятие состоит из субмеридионального ряда более мелких структур разнообразной формы, оконтуренных общей изогипсой -5020 м. По структурной карте по поверхности арта наблюдается эшелонированное (кулисообразное) расположение локальных поднятий относительно центральной зоны (рис. 7), указывающее на присдви-говый тип структур.

С запада и востока поднятие контролируется флексурами амплитудой от 150 до 500 м соответственно (данные ООО "ВолгоУралНИПИгаз"). На поперечных к простиранию вала сейсмических профилях фиксируется приподнятое положе-

Рис. 6. СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ВЕРШИНОВСКОЙ СТРУКТУРЫ ПО РЕГИОНАЛЬНОМУ СЕЙСМОПРОФИЛЮ МОГТ 2Э 40

ние отражающих горизонтов по типу антиклинали. При этом на сейсмограммах можно выделить признаки, характерные для разломных дислокаций: разрыв и смещение отражающих площадок, их разный наклон. В целом структура соответствует приразломному горстовидному поднятию. В продольном пересечении валообразная структура разбита на блоки субвертикальными разломами, которые фиксируются по разрыву сплошности отражающих горизонтов и небольшому смещению площадок при общем наклоне поверхности структуры на юг.

Скв. Акобинские-171, 172, 17Э, пробуренные вдоль оси Акобин-ской валообразной структуры, подтвердили ее блоковое строение. Кровля башкирских отложений в скв. Акобинская-173 расположена на 44 и 61 м выше, чем в скв. Ако-бинские-171 и 172, при этом притоки пластовой воды были получены из объектов, расположенных выше принятого газоводяного контакта. Эти данные свидетельствуют о том, что Акобинский вал разделен субширотными зонами разломов на относительно изолированные блоки.

Газоконденсатная залежь на Акобинском месторожении экранируется прослоями более плотных микритовых или перекристаллизованных известняков прикамского горизонта, а также глинистой пачкой в основании ассельской де-прессионной толщи. Газонасыщенные породы, представленные поро-выми и кавернозно-поровыми типами коллекторов, развиты только в известняках башкирского яруса среднего карбона (северокельтмен-ского и краснополянского горизонтов). В скв. Акобинские-171, 172 наиболее пористые и кавернозные прослои залегают непосредственно под нижнепермскими депрессион-ными породами, поэтому считается, что пористость кровли башкирского яруса связана с предассельским размывом и эрозией поверхности башкирской карбонатной платформы. Данные бурения скв. Акобин-ская-173 показали, что пористые прослои в кровле башкирских отло-

Усл. обозначения см. на рис. 4

жений отсутствуют, первичная межзерновая и межоолитовая пористость "залечена" вторичным блоковым кальцитом. Это означает, что распределение проницаемых и

плотных пород на месторождении связано с вторичными процессами прохождения растворов, что, в свою очередь, зависит от распределения напряжений сжатия и разуплотне-

Рис. 7. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ (по материалам ООО "Геофизические системы ланных", 2008) (А) И СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ АКОБИНСКОЙ ВАЛООБРАЗНОЙ СТРУКТУРЫ ПО ПРОФИЛЯМ МОГТ 3Э ВКРЕСТ ПРОСТИРАНИЯ (Б) И ВДОЛЬ СТРУКТУРЫ (В)

Кровля: А - ассельско-артинской депрессионной пачки, Б - известняков башкирского яруса, Л - отложений девона

ния, контролируемого положением разломов и блоков.

Трещиноватость в известняках, вскрытых скважинами, свидетельствует об их тектонической природе и является показателем хрупких деформаций пород при их делении на блоки. Характер трещи-новатости может указывать на условия сжатия или растяжения в породах. Открытая трещиноватость характерна для плотных разновидностей пород. В противоположность им зернистые разновидности карбонатных пород — оолитовые и

фораминиферовые известняки, содержащие блоковый кальцит в качестве цемента, оказались менее подвержены трещинообразованию — в них предпочтительно развивалась вторичная пористость, связанная с процессами выщелачивания. В керне скв. Нагумановская-25 и других наблюдается отдельность диско-видно-цилиндрического вида, обусловленная субгоризонтальной тре-щиноватостью. Эти трещины имеют выпуклую или вогнутую плоскость и разделяют керн на диски с изогнутыми поверхностями. Нередко суб-

горизонтальные плоскости отдельности сопровождаются "занозистой" штриховкой против направления смещения (зеркалами скольжения), что указывает на развитие деформации в горизонтальных направлениях. В керне скв. Нагума-новская-22 широко распространены "зоны напряженного состояния пород". Первоначально керн имел массивный вид, спустя некоторое время (3-4 недели) превратился в мелкий щебень, приобретя вид зон дробления. Массивные разности пород обнаруживают легкую "рас-калываемость" по вертикальным трещинам даже от слабого удара молотком, что, вероятно, свидетельствует о наличии внутренних напряжений в породах, превышавших литостатическое. Возможно, это происходит и из-за избыточного давления газа, содержащегося в микротрещинах породы, — при снятии напряжения внутреннее давление газа "разрушает" породу изнутри. Вероятно, это было давление стресса (или бокового сжатия) снятие которого привело к саморазрушению породы. Такие зоны "псевдодробления" точнее будет назвать "зонами автотрещиноватости".

Трещиноватые известняки не содержат залежей, но служат путями миграции, что фиксируется по наличию в них следов и примазок УВ. Миграция УВ наблюдается в виде зон побурения известняков, она наблюдается по трещинам всех направлений: вертикальным, наклонным, субгоризонтальным. Если трещина пересекает прослой с повышенной вторичной пористостью, то наблюдается пропитка УВ этого пористого прослоя. Миграция УВ осуществляется и межгра-нулярно, т.е. по границам кристаллов вторичного кальцита; при этом в породе видны примазки ОВ. В местах сгущения трещин известняки окрашены в коричнево-бурый цвет из-за пропитки УВ. Развитие трещин создавало предпосылки разгерметизации УВ-залежи и миграции воды, растворов и флюидов. Эти данные показывают, что непродуктивные скважины (Нагума-

новская-22, Акобинская-173) находятся в неблагоприятных условиях внутриблокового сжатия, продуктивные скважины расположены в зонах растяжения и приразломной трещиноватости в зонах динамического влияния горизонтальных сдвигов фундамента. Характер трещин может свидетельствовать об условиях сжатия или растяжения в породах [15].

Модель формирования нефтегазоносных структур

Анализ полученных структурно-геологических данных показывает, что все три вскрытые бурением подсолевые структуры — Нагу-мановская, Вершиновская и Ако-бинская сложены одинаково: они представляют собой приразломные горстовидные поднятия. Разломы северо-восточного и северо-западного простираний образуют систему, обусловленную сдвигово-бло-ковой тектоникой, связанной с молодыми движениями блоков фундамента. Система разломов наложена как на зону нижнепермских рифов, так и депрессионную зону, при этом нарушаются первичные палеогеографические взаимоотношения. Это выражается в резком опускании рифовых толщ к востоку, в сторону прогиба, и к югу, в сторону Прикас-пия, а также тектоническом совмещении разнофациальных и разновозрастных толщ (шельфовых, де-прессионных и эвапоритовых), что показало бурение скв. Вершинов-ские-495, 501. Зоны основных разломов маркируются соляными валами, так как в результате проникновения разломов снизу вверх в толщу эвапоритов происходит изменение гидрогеологических условий и давлений и соль подвергается перераспределению в виде валов и диапиров.

На основе полученных структурно-геологических данных предлагается модель формирования подсолевых нефтегазоносных поднятий (рис. 8). Она включает два этапа — синседиментационный и неотектонический.

На первом этапе в пермское время, в стадию Уральской коллизии, на окраине Восточно-Европейской платформы образовался Пред-уральский передовой прогиб. В его западной части на размытой и затопленной поверхности башкирской карбонатной платформы сформировался рифовый массив, маркирующий бортовой уступ. В соседней зоне прогибания отложились депрессионные глинисто-карбонатные осадки. В кунгурское время в результате коллизионных процессов бассейн замкнулся. В зоне прогиба и окраины платформы накопилась толща эвапоритов. В поздней перми активизация коллизионных процессов привела к подъему уральских структур, их размыву и накоплению мощных красноцветных молассовых осадков на прилежащей территории. Бортовая зона прогиба была погребена под толщей эвапоритов и красноцветных отложений.

На втором этапе в послеперм-ское время эти соотношения были нарушены тектоническими подвижками, по которым произошло смещение блоков в субвертикальном направлении с выжиманием одних и опусканием других, что сопровождалось соляно-купольной активностью. В результате образовались приразломные горстовид-ные структуры, маркируемые соляными валами.

Геодинамические причины

образования подсолевых поднятий

Юго-восток Восточно-Европейской платформы, включая Южный Урал и Предуральский прогиб, в пос-лепермское время испытали и, возможно, продолжают испытывать динамическое влияние процессов коллизии в молодом Альпийско-Гима-лайском складчатом поясе [11]. Показателем этих процессов может служить высокоамплитудное (1,5 км) вертикальное смещение (опускание) субмеридиональной полосы нижнепермских рифов по Иртек-Илекской флексуре в сторону Прикаспия.

Существует связь геодинамических процессов, протекавших на окраине платформы в рифей-па-леозойское и мезо-кайнозойское время. Субширотная рифейская впадина (авлакоген), инвертированная в палеозое, выявлена по данным сейсмопрофилирования в районе Оренбургского вала. Унаследованное положение и реактивация рифей-палеозойских разломов и структур фундамента в посткунгур-ское время объясняют положение линейных антиклинальных структур, к которым приурочены месторождения.

Наиболее высокое структурно-морфологическое положение на Соль-Илецком своде занимает уникальное Оренбургское нефтегазо-конденсатное месторождение с гигантской газовой залежью в шель-фовых известняках артинско-кун-гурского интервала. Залежь приурочена к бортовой зоне субширотного рифейского авлакогена, испытавшего инверсионные тектонические движения в ордовикское и позднедевонское время и, согласно данным И.А.Денцкевича, В.И.Кай-далова, В.В.Коновалова, В.М.Трофимова и др., реактивацию разлом-ных зон в альпийскую эпоху и неотектоническое время [13].

Предполагается, что тектонические напряжения и импульсы передаются на большие расстояния посредством трансферных (сдвиговых) зон. В пределах относительно жесткого края платформы следствием этого явился рост крупных тектонических структур сводового типа, таких как Оренбургский или Кинельский и Жигулевский валы. Соль, как наиболее активный элемент осадочного разреза в депрессиях, должна в первую очередь реагировать на тектонические импульсы, создавая ряд валов и перемычек.

Анализ строения других месторождений нефти и газа в Прикаспийской впадине, таких как Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и Дарь-инско-Деркульского вала, показывает, что позиция наиболее продуктивных участков коллекторов, сформированных в телах мощных карбо-

Рис. 8. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ПОДСОЛЕВЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПОДНЯТИЙ

01 Е±Ь Ша га5 Шб ел7 ш8

Этапы: А - раннепермский, Б - мезо-кайнозойский неотектонический; 1 - ангидриты; 2 - соль; 3 - нижнепермская карбонатная платформа; 4 - депрессионные осадки нижней перми; 5 - нижне-среднекаменноугольная карбонатная платформа; породы: 6 - девона - нижнего палеозоя, 7 - докембрия; 8 - разломы

натных платформ, совпадает с положением разломных зон, находящих свое отражение в активизации соля-но-купольной тектоники [7].

Перспективы нефтегазоносности

Мощность отложений карбонатных платформ, представленных в основном биокластово-зернистыми образованиями, в которых за счет вторичного выщелачивания образуются горизонты коллекторов, достигает сотен метров, что потенциально дает возможность сформировать крупные скопления УВ. Однако одного наличия крупнообъемного резервуара в виде мощных толщ карбонатных или терригенных пород недостаточно для формирования месторождений, необходимо, чтобы они попали в зону с активной тектоникой, где за счет активной циркуляции растворов в молодых тектонических зонах могут формироваться участки и горизонты с повышенной пористостью и проницаемостью. На юго-востоке Соль-Илецкого свода карбонатные платформы присутствуют на двух стратиграфических уровнях — артинском и башкирском,

в депрессионной зоне Предураль-ского прогиба — на башкирском. Фациальный профиль раннеперм-ского осадконакопления не имеет решающего значения при поиске залежей УВ, хотя бортовые зоны, где карбонатная платформа "удвоена", имеет большие перспективы. В этой зоне залежи обнаружены на двух стратиграфических уровнях: нефтяные — в кровле среднекаменноуго-льной карбонатной платформы, га-зоконденсатные и нефтяные — в кровле раннепермской карбонатной платформы. На рассматриваемой территории все залежи локализованы под соляными валами и куполами. На Нагумановском месторождении в пермских известняках отмечается приуроченность газовых залежей к зонам куполов, нефтяных — к области межкупольных перемычек. Наличие соляной покрышки является еще одним необходимым условием формирования месторождений. Миграция УВ могла происходить по приразломным зонам трещиновато-сти как из нижележащих горизонтов, так и в латеральном направлении из боковых, структурно прилегающих, депрессионных пород нижней перми.

Выводы

Полученные в ходе поисковых работ на юге Соль-Илецкого свода и Предуральского прогиба геолого-геофизические данные показывают, что, несмотря на приуроченность месторождений УВ к зоне развития шельфовых, в том числе рифовых, карбонатных фаций, определяющим в их поиске является анализ разломно-блоковой структуры территории, сформированной значительно позднее осадконакоп-ления.

Соляной диапиризм, развитый на данной территории, с одной стороны, затрудняет диагностику под-солевых структур методами сейсморазведки Эй. С другой стороны, распределение соляных валов отражает положение разломных зон, к которым приурочены приразлом-ные поднятия.

Вскрытые бурением подсоле-вые поднятия на Вершиновской, Нагумановской и Акобинской площадях представляют собой горсто-видные структуры цветочного типа, связанные с тектоническими нарушениями сдвигового типа. Основные и оперяющие разломы, разде-

ляют толщи пород на блоки, в которых, в зависимости от распределения напряжений, формируются зоны сжатия и разуплотнения, контролирующие перетоки воды, растворов и флюидов и распределение зон выщелачивания и цементации.

Блоковое строение территории обусловлено активизацией движений блоков фундамента на неотектоническом этапе. Система пересекающихся разломов наложена как на зону нижнепермских рифов, так и депрессионную зону. Нарушение первичных палеогеографических взаимоотношений выражается в тектоническом совмещении разнофа-циальных и разновозрастных толщ.

Тектонические поднятия под соляными грядами и узлами пересечений субмеридиональных и субширотных разломов представляют первоочередной нефтепоисковый интерес.

Литература

1. Арчегов В.Б. Блоковые структурные формы земной коры и нефтега-зоносность // Общ. и регион. геология, геология морей и океанов; геол. картирование: обзор. — М.: АО "Геоин-форммарк", 1995.

2. Багдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакоп-ления и геодинамические типы месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. — 2001. — № Э.

3. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазо-накопления. — М.: Недра, 1975.

4. Гаврилов В.П. Возможные механизмы естественного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях // Геология нефти и газа. — 2008. - № 1.

5. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель геологического строения Прикаспийской впадины/ В.П.Гаври-лов, Е.А.Леонова, А.Н.Руднев // Геология нефти и газа. — 2009. — № Э.

6. Гогоненков Г.Н. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири / Г.Н.Гогоненков, А.С.Кашик, А.И.Тимурзиев // Геология нефти и газа. — 2007. — № Э.

7. Горожанин В.М. Особенности нефтегазонакопления в соляно-куполь-ных областях юго-востока Восточно-Европейской платформы // Материалы

международной конференции "Современное состояние наук о Земле", посвященной памяти В.Е.Хаина. — М.: Изд-во Моск. ун-та, 2011.

8. Горожанина E.H. Эталонный разрез палеозойских отложений Северного Прикаспия по данным бурения скважины 20 Песчаной площади / Е.Н.Горожанина, В.И.Днистрянский, С.М.Побережский и др. // Геология и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Оренбургской области. Научные труды. — Оренбург: ОАО ИПК "Южный Урал". - 2007. - Вып. 4.

9. Жемчугова В.А. Геологическое строение и перспективы нефтега-зоносности подсолевых отложений юга Оренбургского региона / В.А.Жемчугова, А.П.Жуков, Е.В.Бондарь, В.И.Днистрянский // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений: спец. сб. -М.: Газпром Экспо, 2009. - № 1.

10. Карнаухов С.М. Результаты геолого-разведочных работ на оренбургском участке северного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. - 2009. - № 3.

11. Копп М.Л. Мобилистическая неотектоника платформ юго-восточной Европы // Тр. ГИН РАН. - Вып. 552. -М.: Наука, 2005.

12. Морозов В.П. Карбонатные породы визейского, серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона / В.П.Морозов, Э.А.Королев, А.Н.Кольчу-гин. - Казань: ПФ Гарт, 2008.

13. Пантелеев А.С. Геологическое строение и нефтегазоносность

Оренбургской области / А.С.Пантелеев, Н.Ф.Козлов, П.И.Постоенко и др. — Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1997.

14. Тимурзиев А.И. Особенности строения и механизм формирования соляных диапиров Астраханского свода // Геофизика. — 2007. — № 6.

15. Тимурзиев А.И. Геомеханические условия деформации в зонах сдвигания: к обоснованию структурных признаков растяжения и проницаемости горных пород // Вестник ЦКР Роснед-ра. — 2011. — № 1.

16. Токман А.К. Результаты и направление геолого-разведочных работ в Прикаспийской впадине / А.К.Токман, В.С.Коваленко, Б.С.Коротков и др. // Геология нефти и газа. — 2009. — № Э.

© Коллектив авторов, 2013

Валерий Михайлович Горожанин, заведующий лабораторией, кандидат геолого-минералогических наук, gorozhanin@anrb.ru;

Елена Николаевна Горожанина, старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, gorozhanin@anrb.ru;

Владимир Иванович Лнистрянский, заместитель генерального директора, geolog@ogp.gazprom.ru;

Сергей Михайлович Побережский, заместитель начальника геологического

отдела, geolog@ogp.gazprom.ru;

Александр Геннадиевич Ефимов, начальник геологического отдела, geolog@ogp.gazprom.ru.

ROLE OF BLOCK-FAULTED TECTONICS IN HC POOLS FORMATION IN PALEOZOIC SUBSALT DEPOSITS ON THE SOUTH OF SOL-ILETS ARCH

Gorozhanin V.M., Gorozhanina E.N. (Institute of geology of Ufimsky scientific centre of RAN), Dnistryansky V.I., Poberezhsky S.M., Efimov A.G. (OOO "Gazprom dobycha Orenburg")

Based on analysis of geological and geophysical materials on oil and gas areas on the south of Sol-Ilets arch in zone of its conjugation with Ural trough and Caspian territory it is shown a role of block-faulted movements in oil-and-gas bearing structure formation. Geological, geophysical and seismic data on Nagumanov, Akobinsky and Vershinovsky areas pointing to tectonic nature of subsalt uplifts are presented. The leading role in HC pools formation belongs to the latest tectonic effect disturbing the primary sedimentation relations. Formation of horst-like structures is accompanied by development of dispersion zones, fracturing and increased secondary porosity in subsalt carbonate deposits. Position of the most productive sites of reservoirs formed in bodies of thick carbonate platforms correlates with that of fault zones having reflection in activization of saline-dome tectonics.

Key words: Sol-Ilets arch; Ural trough; faults; carbonate platforms; HC pools; saline-dome tectonics; seismic data; flower structures.