Теоретические основы прогнозирования скоплений нефти и газа в крупных неструктурных ловушках комбинированного типа Волго

Введение
Научно-исследовательская работа по теме №0139-2019-0002 по
программе ФНИ на 2019-2021 гг. – «Развитие научно-методических основ
поисков
крупных
скоплений
УВ
в
неструктурных
ловушках
комбинированного типа в пределах платформенных бассейнов» - (ВолгоУральского, Западно-Сибирского и др).
В качестве основной цели исследований определено: «Обоснование
научно-технических решений, направленных на повышение геологической
эффективности поиска крупных скоплений нефти и газа в нефтегазоносных
бассейнах платформенного типа с длительной историей освоения ресурсов
УВ на основе:
- развития теоретических основ прогнозирования скоплений нефти и газа,
приуроченных к крупным неструктурным ловушкам комбинированного типа;
- установление связи масштабов нефтегазонакопления с параметрами
неструктурных ловушек на основе анализа мирового опыта изучения в них
залежей УВ;
- апробации научно-методических решений применительно к территориям и
интервалам разреза со слабой геофизической и буровой изученностью в
Волго-Уральском и Западно-Сибирском нефтегазоносных бассейнах».
Волго-Уральский нефтегазоносный бассейн (провинция) выбран для
исследований проблемы поиска крупных скоплений УВ в неструктурных
ловушках комбинированного типа в связи с высокой степенью изученности
ловушек структурного типа и открытия в них более 1800 месторождений,
6000 залежей нефти и газа в которых более 1638 относятся к ловушкам
сложного экранирования (СЭЛ).
В
тоже
время
проблема
поисков
ловушек
неструктурного
и
комбинированного типов в пределах Волго-Урала, изучена недостаточно и
очень актуальна.
1
Теоретические основы прогнозирования скоплений нефти и газа в
крупных неструктурных ловушках комбинированного типа ВолгоУральской нефтегазоносной провинции.
Анализ современного отечественного и мирового опыта геологоразведочных работ свидетельствует, что с возрастанием степени изученности
большинства нефтегазоносных провинций повышается количество открытий,
приуроченных
к
объектам
литологического,
стратиграфического,
дизъюнктивного, рифогенного и комбинированного типов.
По данным экспертных оценок 40% и более начальных суммарных
ресурсов (НСР) рассматриваемой территории находится в ловушках
неструктурного и комбинированного типов.
Прогнозирование перспектив нефтегазоносности территорий и обоснование
направлений развития поисково-разведочных работ выполняются на основе
нефтегеологического районирования.
Нефтегеологическое районирование – решение комплекса задач по
выделению на изучаемой территории сходных по геологическому, литологостратиграфическому,
геохимическому и
формационному,
другими
геодинамическому,
признаками
элементов земной
геологокоры
с
благоприятными условиями нефтегазообразования и нефгазонакопления с
целью выбора наиболее оптимальных направлений геолого-разведочных
работ.
Академиком
И.М.
Губкиным
в
книге
«Мировые
нефтяные
месторождения (1934 г.) впервые определены основы районирования
крупных нефтегазоносных территорий на провинции, области и районы.
В последующие периоды разработкой вопросов нефтегеологического
районирования занимались А.А. Бакиров, И.О. Брод, М.И. Варенцов, Н.Б.
Вассоевич, И.В. Высоцкий, А.Я. Кремс, Г.Е. Рябухин, А.А. Трофимук, Н.Ю.
Успенская, В.Е. Хаин, А.Э. Конторович и др. Многие исследователи
придерживались принципов И.М. Губкина, выделяя нефтегазоносные
провинции, области и районы. Другие исследователи И.О. Брод, Н.А.
2
Еременко, Б.А. Соколов, Е.В. Кучерук, Е.Р. Алиева при оценке крупных
нефтегазоносных объектов выделяют ещё понятие - нефтегазоносные
осадочно-породные бассейны.
Другие при оценке крупных нефтегазоносных объектов выделяют
нефтегазоносные бассейны.
Нефтегазоносный
бассейн
как
единица
нефтегеологического
районирования была выделена И.О. Бродом (…) и используется многими
исследователями, начиная с 40-х годов ХХ тысячелетия. По И.О. Броду
(1964г) нефтегазоносные бассейны рассматриваются как региональные
области длительного устойчивого прогибания в современной структуре
земной коры, и выделяются в виде замкнутых и не полностью замкнутых
впадин и прогибов, содержащих в осадочных отложениях резервуары с
залежами нефти и газа. Нефтегазоносные бассейны выделялись в пределах
платформенных, предгорных и межгорных тектонических элементом земной
коры.
Определение понятия «нефтегазоносная провинция» было введено Э.
Вудрофом и Ч. Шухертом (1919 г.), Э. Лиллеем (1923 г.), И.М. Губкиным
(1934 г.). В их пределах объединялись крупные области земной коры,
сходные по структурным, географическим, литолого-фармационным и др.
признакам. В составе провинций преимущественно по геотектоническим
признакам выделяются сводовые поднятия, межгорные и предгорные
впадины, области и районы.
В последующем учение о нефтегазоносных провинциях развивалось в
трудах А.А. Бакирова, Э.А. Бакирова, Н.Ю. Успенской, М.Ф. Мирчинка,
М.И. Варанцова, А.А. Трофимука, Г.Е. Рябухина, А.Н. Дмитриевского, В.П.
Гаврилова, Н.М. Музыченко, А.Г. Алексина и многих других ученых.
При проведении нефтегеологического районирования при поисках
неструктурных
и
комбинированных
следующие основные факторы:
3
ловушек
необходимо
учитывать
- региональную и палеотектонику с учетом особенностей их формирования в
связи с особенностями структуры поверхности и внутреннее строение
фундамента;
- гидрогеологические и флюидодинамические условия рассматриваемой
территории с учетом их палео-формирования, развития, расположения и
миграции, областей питания и разгрузки пластовых флюидов;
-
геохимические условия, включающие
оценку нефтегенерационного
потенциала пород.
Из перечисленных факторов главнейшим при формировании ловушек
сложно-построенного и неструктурного типов являются геотектонические
факторы:
- структурообразующие при формировании как пликативных, так и
дизъюнктивных дислокаций различного генезиса;
- определяющие распределение береговых линий, зон выклинивания пластов;
- определяющие формирование зон стратиграфических несогласий;
- определяющие формирование рифогенных построек различного строения
(одиночных, барьерных ассоциаций), групп, связанных с конформными и
трансформными границами как в пределах платформ, так и переходных
территорий и складчатых систем.
Основные черты геологического строения Волго-Уральской
нефтегазоносной провинции.
Одна из крупных нефтегазоносных провинций Российской Федерации
и мира – Волго-Уральская нефтегазоносная провинция расположена в
восточной
части
Восточно-Европейской
платформы.
На
севере
она
ограничена складчато-блоковыми структурами Тиманского кряжа, на востоке
– складчато-блоковой системой Урала, на юге и западе граничит с
Прикаспийской мегасинеклизой, на западе граница условно проводится по
границам Мезенской и Московской синеклиз.
4
Основная часть провинции расположена в пределах Волго-Камской
антеклизы
(ВКА),
крупнейшей
структуры
Восточно-Европейской
платформы. Восточная граница разными исследователями проводится либо
по западному крылу Предуральского передового прогиба, либо по его
восточному борту и передовым складкам Урала. По нашему мнению, в
составе провинции следует выделять по особенностям геологического
строения Предуральскую нефтегазоносную провинцию.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция изучалась многими
исследователями.
Первую тектоническую схему Волго-Уральской провинции составил
академик И.М. Губкин в 1940 г.
В дальнейшем тектонические и палеотектонические построения,
включая и кристаллический фундамент, выполнялись А.А. Трафимуком, А.А.
Бакировым, В.Д. Наливным, С.П. Максимовым, А.И. Олли, Г.П. Ованесовым,
И.С. Огариновым, В.А. Клубовым, М.Ф. Свищевым, И.А. Шпильманом,
Н.Ю. Успенской, О.М. Миртчяном и многими другими геологами.
Р.О. Хачатряном в 1979 г. опубликована комплексная обобщающая
монографии,
в
которой
рассмотрены
тектоническое
строение
и
нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы. В работе приведена новая
схема тектонического районирования антеклизы, ее развитие и связь с
крупными
тектоническими
элементами
(Мезенской,
Московской
и
Прикаспийской синеклизами, Предуральским краевым прогибом). Эта схема
принята за основу в настоящем исследовании.
Большая часть Волго-Уральской НГП находится в пределах ВосточноЕвропейской платформы базируется на древнем архей-протерозойском
складчато-метаморфизованном
фундаменте.
Восточная
часть
Волго-
Уральской системы представлена Предуральским передовым прогибом,
расположенным по данным современных исследований, на фундаменте
аналогичного состава и возраста, но формирование которого связано с
герцинской эпохой тектогенеза Урала, завершившегося в раннем триасе.
5
Платформенная часть провинции расположена в пределах ВолжскоКамской антеклизы, в пределах которой основные структурные элементы:
1) своды и выступы (Сыктывкарский, Котельнический, Камский,
Пермский, Северо-Татарский, Южно-Татарский, Башкирский, Токмовский,
Жигулевско-Пугачевский, Соль-Илецкий своды и Восточно-Оренбургский
структурный выступ);
2)
впадины
Кунгурская,
и
прогибы
(Висимская,
Верхнекамская,
Бымско-
Мелекесская, Бузулукская, Салмышская, Благовещенская,
Серноводско-Абдулинская погребенная);
3)
авлакогены
(Кажимско-Вятский
(Вятская
зона
дислокаций),
Ветлужский);
4) Камско-Кинельская система прогибов;
5)
седловины
(Ракшинская,
Бирская,
Сарайлинская,
Казанская,
Павловская (Сакмарская), Сокская, Бардымская);
6)
моноклиналь - Северо-Западная.
Основными
структурными
элементами
Предуральскго
краевого
прогиба являются:
-
впадины: Соликамская, Юрюзано-Сылвенская (Юрузано-Айская),
Бельская, Мраковская (Нугушская);
-
седловины:
Ксенофонтово-Колвинская,
Косьвинско-Чусовская,
Шихано-Ишимбайская, Урало-Илейская;
- взбросо-надвиговые комплексы: Полюдовского камня, Каратауский.
Анализ регионального структурного плана провинции показал, что
основные крупные структурные элементы уверенно выделяются как по
фундаменту, так и по осадочному чехлу.
По строению консолидированного фундамента выделяются: ПермскоБашкирский, Оренбургский и Хобдинский своды; Камско-Уфимский,
Серноводско-Абдуллинский,
Илекский
авлакогены,
Западно-Уральское
перикратонное опускание (Годин 1962; Огаринов 1964 и др.).
6
По данным структурного бурения, сейсморазведки и глубокого
разведочного бурения выделяются грабенообразные прогибы, выполненные
образованиями протерозоя и девона горстовидные зоны поднятий, крупные
сводовые
поднятия,
впадины
и
прогибы.
Широко
распространены
рифтогенные структуры как раннедевонско-турнейского барьерного и
одиночного типов, так и более позднего ранне-пермского возраста в виде
барьерного и краевого типов (одиночные и связанные (ассоциации)).
Крупные структуры – своды, впадины, выступы, перикратонные опускания,
передовые прогибы осложнены структурно-фациальными формами более
низких порядков – валами, локальными структурами, флексурами, как
пликативными, так и связанными с дизъюнктивными нарушениями.
Волго-Уральская провинция характеризуется очень сложной историей
геологического развития, связанной с многократной сменой режимов
осадконакопления
(континентального,
морского,
лагунно-морского,
озерного, дельтового обусловленных трансгрессивными и регрессивными
фазами морских бассейнов). Эти процессы приводили к циклическому
осушению
значительных
по
территории
областей
и
формированию
литологически изменчивых комплексов и стратиграфических несогласий,
обусловленных размывом нижележащих горизонтов и их перекрытием
трансгрессивными комплексом отложений. Периоды опускания, исходя из
формационного анализа, были более длительными по сравнению с
периодами поднятий вызывающими процессы регрессии и перерывы в
осадконакоплении, а также размывы отдельных элементов осадочного чехла
и фундамента.
Осадочный
комплекс
Волго-Урала
представлен
в
основном
с
отложениями палеозоя мощностью от 1,5 до 8 км с преобладанием
образований морского и прибрежно-морского генезиса, залегающего со
стратиграфическим
несогласием
на
размытой
поверхности
архей-
протерозойского кристаллического фундамента. Поверхность фундамента
почти повсеместно, особенно на выступах, представлена корой выветривания
7
различной толщины 150-200м. Нижняя часть осадочного чехла представлена
образованиями рифея и венда.
8
Литологические, стратиграфические, комбинированные типы
неструктурных региональных и локальных объектов
нефтегазонакопления.
Литологические, стратиграфические и смешанные типы, связанные с
крупными геоструктурными элементами земной коры, контролируют зоны
регионального
нефтегазообразования
и
накопления
и
относятся
к
региональным объектам.
Месторождения и залежи, расположенные в пределах областей, зон,
районов и нефтегазоносных провинций являются локальными объектами
поисков.
А.А. Бакиров (…) разработал наиболее полную и целостную
классификацию
регионально-нефтегазоносных
территорий
(пояса,
провинции, области и зоны регионального нефтегазонакопления) на основе
типизации локальных скоплений нефти и газа (залежи и месторождения).
Зоны нефтегазонакопления – ассоциации (совокупности) смежных и
сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа
приуроченных к определенной в целом одной группе связанных между собой
локальных ловушек.
А.А. Бакировым в 1959 году были выделены региональные зоны
нефтегазонакопления структурного и неструктурного классов. В составе
неструктурного класса выделены подсистемы региональных объектов
рифогенных, литологических, стратиграфических и комбинированных зон,
включая выступы кристаллического фундамента.
Ниже приведена схема региональных и локальных геоструктурных,
литологических,
стратиграфических
и
комбинировнных
элементов,
контролирующих нефтегазонакопление (по А.А. Бакирову, А.Э. Бакирову,
Л.П. Мстиславской 1982г).
9
Схема геоструктурных элементов, контролирующих регионально
нефтегазоносные провинции (по А.А. Бакирову, А.Э. Бакирову, Л.П.
Мстиславской 1982г).
10
Подсистема локальных объектов месторождения и залежей нефти в
пределах региональных объектов неструктурного типа, включая участки
дизъюнктивных дислокаций (см. схему №…) «Основные генетические типы
залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с резервуарами
сложно экранированного типа» на основе классификации А.А. Бакирова
1973г. с дополнениями В.К. Утопленникова 2019г.
Группа
Залежи антиклинальных и куполовидных структур
Структурный
Класс
Основные генетические типы залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову, 1973)
с дополнениями Утопленникова В.К.
Подгруппа
Тип
Сводовые
Антиклинальных и куполовидных структур простого
ненарушенного строения
Антиклинальных и куполовидных структур, осложненных
разрывными нарушениями
Структур,
осложненных
диапиризмом
и
грязевым
вулканизмом
Солянокупольных структур
Блоковые
Структур, осложненных вулканогенными образованиями,
разрывными нарушениями:
а) конформные, б) трансформные
Приуроченные:
к структурам простого строения;
к структурам сложного строения;
к антиклинальным структурам, осложненным диапиризмом,
грязевым вулканизмом
Приуроченные:
к структурам, осложненными разрывными нарушениями;
к структурам, осложненными диапиризмом и грязевым
вулканизмом;
к салянокупольным структурам;
к структурам, осложненным вулканогенными образованиями;
к поднадвиговым структурам;
к подвиговым структурам
С соляным штоком
С диапировым ядром или с образованиями грязевого
вулканизма
С вулканогенными образованиями:
а) конформного типа, б) трансформного типа
Висячие
Тектонически
экранированные
Приконтактные
11
Залежи
синклинальных
структур
Залежи моноклиналей
Залежи литологически
экранированные
Залежи литологически
ограниченые
Залежи, приуроченные к коллекторам,
срезанным эрозией и прикрытым несогласно
налегающими слоями непроницаемых пород
Литологический
Стратиграфический
Приуроченные:
к платформам;
к переходным
территориям, краевым
прогибам;
к складчатым системам
Приуроченные:
к пликативным структурам;
к дизъюнктивным структурам
Экранированные
разрывными
нарушениями на
моноклиналях
Связанные с
флексурными
образованиями на
моноклиналях
Связанные со
структурными носами на
моноклиналях
Приуроченные:
к грабенообразным прогибам
к горстовидным поднятиям
Приуроченные:
к участкам
выклинивания
коллекторов вверх по
восстанию пластов;
к участкам замещения
проницаемых пород
непроницаемыми;
экранированные
отложениями асфальта и
битума
Приуроченные:
к песчаным
образованиям
ископаемых русел
палеорек (шнурковые
или рукавообразные);
к прибрежно-песчаным
валоподобным
образованиям
ископаемых бар
(баровые); линзовидные
Связанные:
со
стратиграфическими
несогласиями,
приуроченные к
тектоническим
структурам;
со
стратиграфическими
несогласиями,
приуроченными к
эродированной
поверхности
погребенных останцов
древнего палеорельефа
или выступов
кристаллического
фундамента
Приуроченные:
к крыльям сводов
к зонам регионального изменения коллекторских свойств
пород
к зонам выхода пластов на дневную поверхность
конформные
трансформные
Палеоречные системы (шнурковые, рукавообразные)
Палеошельфовые системы
Палеобереговые бары
Связанные с антиклинальными и куполовидными структурами;
связанные с моноклиналями
В корах выветривания выступов палеорельефа фундамента
В трещиноватых блоках тела фундамента
12
Залежи одиночных
рифовых массивов
Залежи – ассоциации
рифовых массивов
Рифогенный
Приуроченные:
к конформным
тектоническим блокам и
региональным
разрывным нарушениям
а) приподнятых блоков барьерного
Охлебининский, Салмышский)
Приуроченные:
к трансформным
тектоническим блокам
региональных
разрывных нарушений
а) приподнятых блоков (Ишимбаевский, Введеновский)
б) опущенных блоков краевого
Столяровский, Грачевский)
типа
типа
(Рязано
–
(Лемезинский,
б) опущенных блоков (Аллакаевский, Термень – Елгинский,
Ермолаевский)
Рифейский комплекс. Повсеместно распространен в восточной части
Волго-Уральской провинции вплоть до главного Уральского разлома, где
мощность его достигает 10-15км.
К западу в пределах Оренбургского, Татарского, Башкирского,
Пермского и других сводов мощность комплекса резко сокращается до
нескольких сотен метров и полного выклинивания, а также в авлакогенах
(Серноводско-Абдулинском,
Благовещенском,
Бымско-Кунгурском
их
западных частях за счет выпадения верхних комплексов разреза. Нижняя
часть
разреза
представлена
грубообломочными
преимущественно
континентальными отложениями кыртинской серии мощностью 550-9346м, с
преимущественным развитием карбонатных отложений калтасинской свиты
в средней ее части при мощности от 0 до 3475 метров. Верхняя часть
представлена преимущественно терригенными породами надеждинской и
кабаковской свит с прослоями вулканитов в верхней части надеждинской.
Мощность верхней части от 0 до 1600 м.
В среднем рифее происходило дальнейшее погружение с накоплением
преимущественно терригенных с прослоями карбонатных отложений
серафимовской серии мощностью от 0 до 1800м.
В позднерифейское время произошла почти полная инверсия и
погружение
сменилось
восходящими
13
движениями
преимущественно
терригенных
отложений
абдулинской
серии
в
ее
нижней
части,
представленной песчаниками леонидовской мощностью от 0 до 1300м и
приютовской свит от 0 до более 822м.
В позднем рифее происходит активизация тектонической деятельности
фундамента и проникновение в осадочный комплекс магматической габбродиабазовой формации по разломам. В завершающей фазе позднерифейского
вулканизма юго-восточная часть платформы начинает погружаться с
образованием
карбонатных
толщ
шиханской
или
леузинской
свит
мощностью до 550 м.
Нижне-верхневендский комплекс представлен преимущественно
терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, залегающие на
разновозрастных образованиях верхнего, среднего, нижнего рифея и
кристаллических отложениях фундамента.
Вендские
отложения
представлены
терригенными
породами
каировской и шкаповской серии. Общая мощность вендских отложений
составляет 1500м.
Анализируя
развитие
зон
стратиграфических
несогласий,
выклинивания, замещения коллекторов непроницаемыми породами, в
которых
присутствуют
перспективности
нефтепроявления,
рифейско-вендского
можно
комплекса
сделать
вывод
восточной
о
части
провинции. По материалам восьми региональных профилей (четырех
меридиональных и четырех широтных), выполненных в последние годы по
международной программе «Урсейс -95» и с 2000г по «Государственной
программе изучения девонских отложений удалось детализировать строение
рифей-вендской толщи и поверхности фундамента». В пределах Пермского,
Башкирского, юго-востока Татарского сводов в Серноводско-Абдулинском
авлакогена выделяются:
- зоны выклинивания литологических комплексов стратиграфические
несогласия и региональные тектонические нарушения конформного и
трансформного
типов,
благоприятных
14
для
формирования
сложно-
экранированных ловушек УВ. Перспективы нефтегазоносности рифейвендских отложений подтверждены в Пермской области получением
промышленных притоков нефти их вендских отложений на Соколовской,
Сивинской и Верещагинской площадях (Т.С. Ардашева и др 2004).
Длительный период времени после накопления терригенного вендского
комплекса (мощностью от 0 до 1700м) почти вся область платформы ВолгоУрала до среднедевонского времени являлась сушей за исключением
отдельных территорий где накапливались отложения ордовика, силура
Оренбургский, Салмышский районы нижнего девона (Мраковская впадина
Предурльского прогиба и Верхнекамская впадина).
Рассмотрение материалов по стратиграфии и литологии нижнего
палеозоя подтверждают слабую изученность этой части разреза. Индятауская
и грязнушинская свиты силура глинисто-карбонатного состава содержат
прослои песчаников, перекрытых глинистыми покрышками и требуется
дальнейшая оценка перспектив нефтегазоносности.
Нижний девон изучен в нескольких районах восточной части региона.
В Верхнекамской впадине девон представлен терригенными породами
краснокамской свиты мощностью более 500м. В Предуральском прогибе
нижнедевонские-мурадымовские рифы мощностью до 1500 м изучены в
Мраковской депрессии в пределах восточного борта.
В раннем девоне территория Волго-Уральской антеклизы являлась
сушей и только по восточным окраинам в Верхнекамской впадине,
Приуральском прогибе отлагались терригенные и карбонатные отложения.
Районирование
Волго-Уральской
нефтегазоносной
провинции
проводится по пяти основным нефтегазоносным комплексам:
- девонскому терригенному;
- верхнедевонско-турнейскму карбонатному;
- нижне-каменноугольному терригенному;
- нижне- и средне-каменноугольному терригенно-карбонатному;
- верхне-каменноугольному терригенно-карбонатному.
15
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс с размывом
залегает на кристаллическом фундаменте и различных толщах рифейвендских отложений. В состав комплекса включены эйфельский, живетский
ярусы и которые имееют неповсеместное развитие.
На вершинах Жигулевско-Пугачевского, Токмовского, Соль-Илецкого
сводов и на ряде блоков Северо-Татарского, Камского сводов и Бузулукской
впадины они отсутствуют.
Представлен
комплекс
чередованием
песчаных,
алевролитовых
глинистых пачек с прослоями известняков, доломитов и мергелей. Глубина
залегания изменяется от 1500 до 5000м.
В составе комплекса выделяются до 12 продуктивных пластов,
последовательно
стратиграфически
выклинивающихся
в
западном
направлении. В восточной части наблюдается замещение песчаных пластов
плотными, преимущественно карбонатными породами. Линии замещения и
выклинивания
имеют
сложную
конфигурацию,
не
совпадающую
с
современным структурным положением. На додевонскую денудированную
поверхность с резким стратиграфическим несогласием залегают различные
по составу и возрасту горизонты нижней части терригенного девона. Все это
создает сложности в расшифровке палеостратиграфической обстановки и
картировании
объектов
литологического
и
стратиграфического
экранирования.
Верхнедевонско-турнейский
карбонатный
нефтегазоносный
комплекс имеет широкое развитие на территории Волго-Уральской
провинции, включая и территорию западной части Уральской зоны
складчатости. Комплекс сложен преимущественно карбонатными породами
на бортах Камско-Кинельской системы прогибов, образуя систему барьерных
рифов бортовых зон и одиночных рифов осевых зон. Осевые зоны КамскоКинельских прогибов выполнены преимущественно глинисто-карбонатными
образованиями
депрессионных
фаций.
16
Общая
мощность
комплекса
изменяется в пределах 800-950м и включает до 11 нефтегазоносных
горизонтов.
В формировании локальных поднятий Камско-Кинельских прогибов и
смежных
с
ними
седиментационного
краевых
факторов
зон
сводов
различна.
роль
тектонического
Формирование
и
тектонических
структур связано как правило с зонами разломов фундамента. При
седиментационых процессах основным структурообразующим фактором
является формирование рифовых фаций, создающих различные по размерам
биогермы и биостромы. В зависимости от преобладания одного их этих
факторов
и
их
наложения
выделяются
разные
типы
тектоно-седиментационных объектов: тектонические, седиментационнотектонические и седиментационные.
Нижнекаменноугольный терригенный нефтегазоносный комплекс
имеет наиболее широкое площадное развитие в пределах всей территории
Волго-Уральской провинции за исключением Камского свода. Комплекс
(ТТНК) залегает на глубинах от 900 до 3500м при толщине от 10 до 500 м и
содержит до 18 нефегазоносных пластов. Основной особенностью комплекса
является
приуроченность
максимальных
мощностей
(елховского,
радаевского и бобриковского горизонтов) до 450 м к осевым и прибортовым
зонам региональной Камско-Кинельской системы прогибов.
На бортах впадин мощность отложений комплекса резко сокращается
до 10-60м. Система Камко-Кинельских прогибов, расположена в пределах
преимущественно отрицательных тектонических структур Верхнекамской,
Бузулукской, Благовещенской впадин Бирской седловины. В осевых частях
прогибов количество песчаных пластов возрастает до 10 и более с
максимальным увеличением мощностей. В ложе турнейских известняков
установлены многочисленные врезы с мощными пластами каменных углей
до 10м в нижней части.
Нижне-среднекаменноугольный
комплекс
выделен
в
составе
окского
17
терригенно-карбонатный
подъяруса,
серпуховского,
башкирского, московского ярусов и развит на всей территории ВольгоУральсокой провинции. Глубины залегания комплекса от 700 до 2500м.
Суммарная толщина от 220 до 780м. В составе комплекса выделяются до 22
продуктивных
пластов.
Карбонатные
отложения
башкирского
яруса
осложнены глубокими врезами, заполненными терригенными отложениями
верхнего
горизонта
московского
яруса.
В
карбонатных
отложениях
встречаются биогермные массивы, зоны сульфатизации, кавернозности и
трещиноватости.
Верхнекаменноугольно-пермский
терригенно-карбонатный
комплекс содержит большое количество залежей нефти и газа в рифогенных
массивах западного борта Бельской впадины Предуральского передового
прогиба более 40 с суммарными НИЗ – 56,5 млн.т где было открыто первое
крупно-нефтяное месторождение Волго-Урала – Ишимбайское 1932г.,
приуроченное к связке (ассоциации) рифовых массивов состоящей из шести
рифов. Затем была установлена нефтеносность депрессионных фаций
артинского яруса внешнего борта Предуральского прогиба и установлена
зона нефтенакопления связанная с субмеридиональной взбросо-надвиговоподдвиговой Кинзебулатовской структурой. В пределах этой зоны открыты
месторождения
нефти
кинзебуталовского
типа
–
Кинзебулатовское,
Салиховское, Цветковское и др.
В
последующие
годы
было
открыто
большое
количество
месторождений нефти и газа, связанных со структурами, нарушенными
региональными дизъюнктивами взбросо-надвигового характера: КарлинскоТавакановская, Культюбинско-Саратовская, Архангельско-Беркутовская.
В платформенной части Волго-Урала в последние годы доказана
промышленная нефтеносность нижнепермского регионального комплекса.
В пределах локальных Тарказинско-Чегодаевской, Кулбаевской и
Искринской площадей установлены многопластовые в основном мелкие
промышленные скопления УВ.
18
По данным разбуривания Тарказинско-Чегодаевской площади по
состоянию на 01.01.2011г на баланс РГФ поставлены геологические запасы в
размере 54 млн.т по категории С1 + С2 в т.ч. 20% по категории С1 и 80% по
категории С2. Запасы нефти подсчитаны в пяти продуктивных горизонтах
трех стратиграфических ярусов: сакмарского, артинского и кунгурского.
КИН утвержден по ТЭО на уровне 0,28. НИЗ составили 15 млн.т. Нефтяные
залежи относятся к литологическому типу и в них не установлено
подошвенной воды. (Е.В. Лозин 2015г). Границы нефтегазоносности
оконтурены условными уровнями ВНК по подошве продуктивных пачек в
скважине.
В качестве аналога Волго-Уральской провинции в пределах СевероАмериканской
платформы
можно
принять
группу
провинций
Мидконтинента, в которых открыто нефти и газа, в том числе и в ловушках
сложно экранированного типа.
Особенностью
строения
Мидконтинента
является
характерная
блоковая структура кристаллического фундамента (погребенные гранитные
кряжи) и платформенного осадочного чехла, несоответствие структурных
планов допенсильванских и особенно силурийских и девонских отложений
обусловленное размывами и перерывами в осадконакоплении.
19
В составе Мидконтинента выделены Западная внутренняя и Пермская
провинции,
Представляющие
собой
окраинные
синеклизы
сложного
строения, со сводовыми поднятиями, разделяющими смежные синеклизы и
впадины. Пермская и Западная внутренняя провинции разделены зоной
крупных
глыбовых
рассматриваемой
в
нарушений
качестве
складчатой
самостоятельной
системы
Вичита,
провинции
(рис…).
Структурное сходство провинций Мидконтинента и Волго-Уральской
определяется особенностями строения и развития территории расположенной
в
пределах
Американской
Трансконтинентального
платформы
и
палеозойского
Волжско-Камской
свода
антеклизы
СевероВосточно-
Европейской платформы.
Наиболее
близким
аналогом
Волго-Уральской
нефтегазоносной
провинции является Пермская нефтегазоносная провинция, расположенная в
южной части великих равнин Мидконтинента США. Провинция имеет
примерно размеры 800 х 800 кГ. Основными нефтегазоносными комплексами
по аналгии с Волго-Уралом являются нижнепермский, затем пенсильванский
и ордовикский.
Выводы:
1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция считается наиболее
изученной в Российской Федерации. Здесь более 6000 залежей УВ, 25% из
них
приурочены
к
ловушкам
сложного
(неструктурного)
строения:
стратиграфическим, литологическим, тектонически экранированным и тд.
2. В результате исследования дополнена генетическая классификация
залежей нефти и газа, составленная Бакировым А.А. в 1973 г. Основные
дополнения внесены в литологический, стратиграфический и рифогенные
классы. Уточнены определения подгрупп и типов. В подгруппе тектонически
экранированных залежей выделены залежи, приуроченные к поднадвиговым
и к поддвиговым частям структур в Предуральском передовом прогибе.
20
В группе моноклиналей выделены типы залежей, экранированных
грабенообразным прогибом и горстовидными зонами экранируемыми
разломами в пределах Юго-Восточного склона Восточно-Европейской
платформы. Существенно уточнена классификация рифогенного класса
месторождений (см. таблицу по А.А. Бакирову 1973г с дополнениями В.К.
Утопленникова).
21