География и геология/7.Техника и технология геологоразведочных работ

Ситдиков Р.Р.¹, д.т.н. Гильманова Р.Х.²

¹ООО НПЦ «Геостра», ²ООО НПО «Нефтегазтехнология», Россия

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южного погружения Бузулукской впадины.

Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южного погружения Бузулукской впадины будут рассматриваться на примере Камелик-Чаганской дислоцированной зоны, которая расположена в южной части Бузулукской впадины и приурочена к зоне сочленения Волго-Камской антеклизы и Прикаспийской впадины.

По материалам геофизики и бурения Камелик-Чаганская структурная зона - простирается в широтном направлении на 150 км при ширине 50-60 км. На западе зона упирается в Жигулевско-Пугачевский свод, где доминируют тектонические элементы уже субмеридионального и северо-северо-восточного простираний. В структурном отношении Камелик-Чаганская зона имеет ступенчато-блоковое строение, порожденное напряжениями, существовавшими в девонское время. По данным сейсморазведки МОГТ и глубокого бурения основная роль принадлежит широтным разломам, прослеживающимся на расстояние от 30 до 100 км и более. Амплитуда смещения осадочных пород среднего-верхнего девона и кровли кристаллического фундамента в пределах широтных разломов достигает 500-700 м, возрастая к югу; в меридиональных разломах колеблется от 20 до 50 м, редко достигая 500 м (Вишневско-Зайкинский поперечный разлом). В пределах зоны выделено несколько ступеней-блоков: Гаршинско-Ефимовский, Конновско-Росташинский, Зайкинский, Давыдовский, Вишневский, Мирошкинский, Талово-Долинный, Чинаревско-Елтышевский, Кошинский и др.

На временных разрезах разрывные нарушения прослеживаются от поверхности кристаллического фундамента до франского яруса верхнего девона. В структурных планах вышележащих горизонтов дизъюнктивным элементам соответствуют флексурообразные перегибы слоев (рис.1).

Рисунок 1. Временной сейсмический разрез через Росташинско-Конновско-Соболевский участок.

Начало формирования дизъюнктивных нарушений относится к живетскому времени. Следующая тектоническая фаза приурочена к франскому времени. Под ее воздействием в рассматриваемом районе были выведены на поверхность и частично размыты южные кромки отдельных блоков, при этом размыв достиг воробьевских отложений.

На сейсмических временных разрезах по профилям, пересекающим западную часть Камелик-Чаганской зоны, наблюдается региональное погружение на юго-восток отражающих горизонтов в перми, карбоне и девоне. Характер волновой картины во временном интервале, соответствующем девонскому терригенно-карбонатному комплексу, в зональном плане относительно стабилен: выделяются отражения от кровли (Д3кн) и подошвы комплекса (А), а также несколько отражений внутри него. В целом рисунок отражений характеризуется подошвенным налеганием последних на кристаллический фундамент (отражение А). Наиболее резко меняется динамика отражений Д3кн в сводах поднятий, что связывается с размывом поверхности девонского теригенно-карбонатного комплекса, и отражения А на участках развития выступов кристаллического фундамента. Более устойчивую динамику и прослеживаемость имеет отражение, приуроченное к кровле известняков мосоловского горизонта, хотя под ним на отдельных участках отмечаются признаки органогенных построек.

Тектонические нарушения на временных разрезах проявляются скачкообразным смещением осей синфазности, потерей корреляции. Несмотря на сложность волновой картины, удается трассировать в пространстве, а с учетом результатов бурения идентифицировать типы разрывных нарушений (рис.1).

В строении структурных планов кристаллического фундамента и девонского теригенно-карбонатного комплекса прежде всего отмечается сохранность их древних (архейских) простираний, которые даже доминируют в структурных планах карбона и перми.(рис. 2)

С Ю

I I

Гаршинская Соболевская Росташинская Соболевская Зайкинская Мирошкинская Таловая Долинная

287 255 285 311 283 281 175 170 178 100 572 555 557 556 87 101 200 4

Рисунок 2. Региональный геологический разрез девонских и нижнекаменноугольных отложений проходящий через Камелик-Чаганскую систему дислокаций.

Исследуемая область приурочена к Бузулукскому нефтегазоносному району. В пределах Камелик-Чаганской зоны дислокаций открыто более 15 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Нефтегазоносные ловушки приурочены к южным возвышающимся краям ступеней-блоков, образующие многозалежные месторождения: Зайкинское, Росташинское, Давыдовское, Конновское, Вишневское и др. Менее многочисленными являются ловушки, сформированные в пределах северных вздернутых кромок блоков: Грашинское, Зоринское, Соболевское, Пролетарское и др.

Основным нефтегазоконденсатным комплексом в районе является среднедевонский. Его промышленная ценность впервые была доказана на Зайкинском месторождении (1982 г.), когда были открыты нефтяные залежи в афонинских (Д5) и ардатовских (Д3) отложениях и газоконденсатная залежь – в воробьевских (Д4). Дебиты нефти по скважине – первооткрывательнице (555) достигали 200 т/сут, газоконденсата – до 300 тыс. м³/сут.

Вслед за Зайкинским, на открытом Росташинском месторождении (1983 г.) в среднедевонских отложениях были установлены три нефтяные залежи (Д5, Д4 и Д3), характеризующиеся стабильными и достаточно высокими дебитами нефти (от 40 до 200 т/сут. и более).

В нижней части среднедевонской толщи (вязовский горизонт) в районе известны по отдельным площадям непромышленные скопления нефти. В скважине 171 – Росташинской из вязовских отложений при испытании (4516-4527 м) получили нефть дебитом 1,2 т/сут. Нефть имеет плотность 0,820 г/см³, вязкость 4,7 Мпа*сек и содержит смолы (12,8%), асфальтены (2,2%) и парафин (4,2%). В скважине 172 в вязовских отложениях, в интервале 4513-4530, отмечены признаки нефти по керну.

Выше по разрезу в Бузулукском районе залежи нефти промышленного значения установлены в турнейских, бобриковских и башкирских отложениях.

В турнейском ярусе залежи (пласты Т3², Т₃¹) известны на Гаршинском месторождении.

На Росташинском месторождении в турнейских породах отмечены нефтепризнаки или в виде нефтяного запаха (скв. 150), или в виде выпотов черной остаточной нефти (скв. 156).

Бобриковский горизонт (пласты Б2 и Б1) промышленно нефтеносен на Гаршинском, Ефимовском и Росташинском месторождениях. В пределах последнего наличие залежи установлено скважинами 150 и 170. в отдельных скважинах (171, 174 и др.) бобриковкие песчаники нефтенасыщены по керну и по ГИС, выделяются как пласты, представляющие интерес для изучения нефтегазоносности.

В башкирском ярусе нефтяные залежи выявлены и разведаны на Гаршинском и Рыкобаевском месторождениях. Дебиты нефти по отдельным скважинам достигают 130-200 т/сут. На Зайкинской площади в башкирской известняках отмечались по керну признаки остаточной нефти.

Артинские и кунгурские продуктивные пласты промышленно нефтегазоносны в смежных районах.

В кунгурских осадках при бурении отдельных скважин Росташинской площади имели место газопроявления различной интенсивности. В скважинах 170 и 172 они были незначительными и кратковременными. В скважине 182 возникшее при забое 1215 м газопроявление привело к образованию грифонов. Скважина работала горючим метановым газом через отводы превентера с дебитом примерно в 10 тыс. м³/сут. Вероятнее всего скопление газа было связано с линзообразным пластом, залегающим среди соленосных пород. Залежь небольшая и практического интереса не имеет.

Потенциальные извлекаемые ресурсы нефти, газа и конденсата Бузулукского района на сегодня оцениваются достаточно высоко. Только по одной Зайкинско-Росташинской зоне эти ресурсы предполагаются примерно в объеме 300 млн. т условного топлива. При этом основные перспективы связываются с продуктивными горизонтами среднего девона (Д5, Д4 и Д3), в которых следует ожидать нефтяные или газоконденсатные залежи пластового, пластово-литологического и тектонически-экранированного типа.

Определенные перспективы могут быть связаны с песчаными пластами койвенского и бийского горизонтов. На Гаршинском месторождении в бийских песчаниках выявлена нефтяная залежь, нефть которой характеризуется высоким газовым фактором.

Новые нефтяные залежи могут быть открыты также в песчаных пластах пашийского горизонта. В Оренбургской области данный горизонт характеризуется достаточно широким распространением нефтегазоносности. В рассматриваемом районе в пашийском горизонте могут быть залежи пластового, пластово-литологического или других типов.

Таким образом, на южном погружении Бузулукской впадины основную роль в формировании структурной основы зон нефтегазонакопления повсеместно играет ступенчато-блоковая тектоника эйфельско-франского структурного этажа. На основании низких показателей освоенности ресурсов нефти и газа в нижних этажах подсолевых отложений юга Бузулукской впадины, в том числе и Камелик-Чаганской системы дислокаций, перспективы территории достаточно высоки и здесь ещё возможно открытие средних, а возможно и крупных по величине запасов скоплений УВ с глубинами залегания 4-5 км.

Литература:

1. Пантелеев А.С., Козлов Н.Ф., Постоенко П.И. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области. – Оренбургское книжное издание, 1997.

2. Хачатрян Р.О. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы. - М., Наука, 1979.

3. Шпильман И.А. Опыт разведки и направления открытия уникальных и крупных месторождений нефти и газа. 1999