VIP Studio ИНФО Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Мелекесской впадины и Серноводско-Абдулинского авлакогена
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Л.Ф. Горюнова,  (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-1
 

 

Геологическое строение и перспективы нефтеносности северо-западной части Самарской и восточных районов Ульяновской областей рассмотрены в работах многих исследователей (К.Б.Аширов, В.А.Лобов, С.Я.Вайнбаум, М.Н.Зайдельсон, В.А.Клубов, С.Л.Максимов, М.Ф.Мирчинк, О.М.Мкртчян, Р.О.Хачатрян и др.).

В пределах территории исследования выделяются: Мелекесская впадина, Сокская седловина, Ставропольская депрессия, юго-западный склон Южно-Татарского, восточный склон Токмовского сводов (рис. 1).

 

Рис. 1. ОБЗОРНАЯ ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА (по Кензину Ф.А., 1986)
1 – граница тектонических элементов поверхности кристаллического фундамента; 2 – своды и межсводовые поднятия;
3 – зоны резкого сокращения мощности терригенных отложений; 4 – зоны наиболее погруженного залегания фундамента;
5 – разрывные дислокации фундамента; 6 – месторождения нефти; 7 – притоки нефти

 

Перечисленные региональные структуры лишь частично отражают сложное строение района работ. Помимо этих региональных сквозных структур имеется ряд погребенных, четко проявляющихся только в отдельных частях разреза осадочного чехла. Таковы Серноводско-Абдулинский авлакоген, прогибы Камско-Кинельской системы – Усть-Черемшанский и Муханово-Ероховский, погребенный Волго-Сокский прогиб и сложная система многочисленных девонских грабенообразных прогибов и авлакогенов [2].

Из 52 % неразведанных ресурсов, приходящихся на Волго-Уральскую провинцию от доли европейской части России [3], большая часть содержится в терригенном комплексе пород раннекаменноугольного возраста (34,9 %). В карбонатном окско-башкирском комплексе они составляют 26,9 %. Более низкую оценку имеют прогнозные ресурсы девон-турнейского карбонатного (16,7 %) и девонского терригенного (12,1 %) нефтеносных комплексов, на остальные комплексы пород приходится 9,4 %.

Важным показателем перспектив нефтегазоносности регионов служит геодинамический режим недр, определяющий как фазовый состав УВ, так и закономерности формирования их скоплений.

Установлено, что основными геодинамическими режимами, инициирующими генерацию УВ, являются рифтогенный, субдукционный и коллизионный (обдукционный) [1]. Они определяют также и преобладающие направления миграции, и зоны возможной аккумуляции нефти и газа. Согласно современным представлениям, под воздействием этих режимов генерируется подавляющий объем УВ, впоследствии слагающих большинство скоплений нефти и газа.

К основному фактору нефтегазообразования в регионах с благоприятными для генерации УВ геодинамическими режимами относится высокое тепловое воздействие недр.

Активизация процессов нефтегазообразования в рифтовых очагах, в первую очередь, обусловлена интенсивным тепловым потоком, вызванным приближением к подошве литосферы перегретого мантийного выступа. Аномально высокая прогретость недр активизировала процессы переработки органического материала в капельно-жидкую нефть. В этом случае, по утверждению [1], не обязательно погружение нефтегазоматеринских пород на значительную глубину. Объем ОВ, достаточный для генерации значительного количества нефти и газа при низком его содержании в древних породах, был захоронен благодаря высокой скорости седиментации в рифтовых прогибах. Образовавшиеся жидкие и газообразные УВ транспортировались восходящим перегретым водоминеральным потоком из низов литосферы. Он состоял преимущественно из воды и ее паров, водорода, гелия и газообразных метановых УВ.

В пределах активных окраин высокая теплоотдача недр обусловлена излишним теплом, вырабатываемым в зоне Беньофа в процессе трения. Часто разгрузка этих излишков происходит посредством задугового спрединга, возникающего вследствие конвекционного движения в подкоровой мантии над субдуцирующей плитой. Из зоны субдукции поступает также мощный флюидный поток, внося свой вклад в тепловую обработку осадочных толщ как уже существующих, так и накапливающихся. Значительная часть флюидов этого потока представлена УВ, что способствует как накоплению, так и миграции нефти и газа.

При столкновении (коллизии) активной и пассивной окраин континента реализуется орогенный режим нефтегазообразования. Пик генерации УВ приходится на начальную фазу коллизии. В этот относительно короткий промежуток времени по разломам выделяется огромный объем тепловой энергии. Под влиянием такого жесткого воздействия осадки пассивной континентальной окраины от шельфа до континентального подножия полностью реализуют накопленный в них нефтегазовый потенциал. Согласно современным представлениям, именно на начало орогенной фазы эпиокеанической стадии геодинамического цикла приходятся как пик интенсивности образования нефти и газа, так и максимум относительного объема УВ, образующихся в течение этого цикла. Эмиграция капельно-жидкой нефти из материнских толщ и вторичная миграция к зонам накопления происходят вместе с потоком термальных флюидов, состоящих из перегретых поровых вод осадочных пород, а также вод, освобождавшихся при дегидратации коры в зоне субдукции. По мере развития орогенной фазы создаются условия для разрушения части ранее сформировавшихся скоплений УВ. Поэтому важно определение условий дальнейшей сохранности нефтяных и газовых скоплений в литосфере.

Как наименее продуктивный (вследствие слабого теплового потока) можно выделить депрессионный (платформенный) режим нефтегазообразования. Последний, тем не менее, увеличивает объем УВ в уже сформированных ранее скоплениях или служит причиной образования небольших по размеру отдельных залежей нефти и газа.

Анализируя нефтегазоносность с позиций геодинамической эволюции Волго-Уральской провинции, можно уверенно полагать, что основные месторождения здесь сформированы за счет активного нефтегазообразования в протерозое и перми, когда на Русской платформе преобладали соответственно рифтогенный и коллизионный режимы. В протерозое в рифтовых зонах и на Уральской пассивной окраине протекали активные процессы нефтегазообразования. В палеозое они продолжались только на пассивной окраине и значительно затихали в надрифтовых зонах платформы, где преобладал депрессионный геодинамический режим. В перми Уральская пассивная окраина подверглась коллизионному режиму. В результате из накопившейся мощной линзы осадочных отложений УВ были выжаты в коллекторские горизонты, накопившиеся к этому времени. Поэтому большинство из открытых скоплений нефти и газа располагаются в восточной части провинции. В западном направлении, где превалировал депрессионный режим, их концентрация снижается, т.к. формирование скоплений нефти и газа здесь больше контролировалось вертикальной миграцией УВ из очагов нефтегазообразования, связанных с рифтовыми зонами, на которые пермская коллизия также оказала влияние.

Одной из особенностей строения глубинных этажей разреза юго-западной части Волго-Уральской антеклизы является крупнейшее валообразное поднятие поверхности Мохоровичича субмеридионального простирания, длина которого составляет более 1000 км при ширине 200-250 км [5]. В верхних частях мантийного вещества и низах пластов земной коры присутствует слой с пониженными значениями граничных скоростей, что типично для регионов с проявлением рифтогенных процессов [4]. Ось поднятия проходит через Ульяновскую межсводовую мобильную зону, что могло обусловить обособленность строения Правобережья и Заволжья в переходный протерозойский этап развития рассматриваемой части Русской платформы, наступивший после завершения процессов ее кратонизации и давший начало авлакогенной стадии развития. Геолого-геофизические материалы показывают, что процессы обособления указанных областей продолжались и в раннегерцинский, а также киммерийский и даже альпийский циклы тектогенеза. Обособленность строения особенно четко просматривается при анализе, сопоставлении и обобщении независимой информации всех методов разведочной геофизики. В стратиграфическом диапазоне – это комплексы от фундамента до пород всего осадочного чехла.

Юго-восточный склон Токмовской системы сводовых поднятий, охватывающий практически всю правобережную часть Ульяновской области, и Мелекесская впадина с Усть-Черемшанским прогибом, входящие в состав Камско-Кинельской системы прогибов, пересечены региональными профилями. Они разделены между собой сложнопостроенным Ульяновским блоковым поднятием, которому в гравитационном поле соответствует обширный и наиболее интенсивный в пределах рассматриваемой площади максимум силы тяжести (Dg > (30-35) × 10-4 м/c2).  Его центральной части отвечает слабоотрицательное магнитное поле, западному и восточному бортам – цепочки локальных положительных аномалий DТа. Зафиксированная в этой полосе сложнодифференцированная структура гравитационных и магнитных аномалий в совокупности с сейсмоэлектроразведочной информацией позволяет предполагать в пределах рассматриваемого участка наличие узла крупных дизъюнктивов, по которым происходило формирование лучеобразно расходящихся авлакогенов (Кажимский, Серноводско-Абдулинский и др.).

Анализ результатов проведенных исследований позволяет отметить субгоризонтальную обособленность трех крупных структурно-формационных комплексов, формирующих весь разрез в целом (платформенный чехол, переходная толща протерозоя и архейское кристаллическое магматическое основание).

Результаты геолого-геофизических исследований позволяют выделить в фундаменте рассматриваемой территории два структурно-вещественных комплекса – верхнеархейский и протерозойский. В сейсмических материалах разделяющая их граница может быть проведена по полосе резкой смены структуры характеризующих их сейсмических волновых полей. По ней происходит смена слабодифференцированного, почти “прозрачного” сейсмического поля, отражающего сравнительно плотные породы верхнего архея на слоистую толщу крайне слабометаморфизованных песчано-глинистых отложений нерасчлененного протерозоя.

Разделение доплатформенного комплекса на две толщи намечается и по данным электроразведки, проведенной ФГУ ГНПП “Спецгеофизика”. Верхние этажи этого комплекса отличаются крайне низким уровнем сопротивления, не превышающим 8-30 Ом · м. Они могут характеризовать лишь осадочные образования. По данным электроразведки, архейская же толща в западно-северо-западных районах (Токмовская система сводовых поднятий) имеет сопротивление от 80-100 Ом · м и выше.

Глубина границы, разделяющей архейскую и протерозойскую толщи, изменяется от 2 до 5 км. С запада на восток обособляются два крупных структурно-тектонических элемента: Ульяновское сводовое поднятие и Мелекесская впадина. Глубина поверхности архея в сводовой части Ульяновского поднятия составляет ~2,4-2,5 км, в наиболее опущенной части Мелекесской впадины – более 5,0-5,2 км, а в авлакогенах – значительно больше.

Ульяновское сводовое поднятие представляет собой древнейшую стабильную структуру с глубоко-переработанным и консолидированным гнейсовым основанием. Ее размеры, по-видимому, не ограничиваются Ульяновским локальным участком, распространяясь как на север (Большие Тарханы), так и на юго-юго-восток (Чувсусканско-Кокшинская аномальная зона).

Район Мелекесской впадины и Усть-Черемшанского прогиба с достаточным основанием можно рассматривать как отражение крупных древних, скорее всего архей-протерозойских, прогибаний. В связи с этим, отмеченная полоса резкого погружения слоев с запада на восток может представлять собой и бортовой уступ крупной Волжско-Прикаспийской области субмеридионального простирания, периоды максимальных прогибаний которой локализовались в протерозое в ее северных частях (Камско-Кинельская и другие системы прогибов и впадин) и в палеозое в ее южной части (Прикаспийская впадина). В ее пределах сосредоточена большая часть наиболее крупных месторождений нефти и газа.

Переходная толща плащеобразно, с угловыми и стратиграфическими несогласиями перекрывающая кристаллические породы архейского фундамента, имеет довольно широкий возрастной диапазон – от раннепротерозойских этажей (сармановский комплекс, юлово-ишимская толща и др.) до позднепротерозойских вулканогенно-осадочных комплексов рифей-вендских образований, заполняющих авлакогены. Мощность протерозойской толщи изменяется в широких пределах – от 0,3-0,5 до 2,6-3,0 км. Минимальные мощности, изменяющиеся от 0,3-0,5 км (участки Стрелецкого и Ульяновско-Борлинского приподнятых блоков) до 1,5-1,6 км (Вешкаймский прогиб), типичны для юго-восточных склонов Токмовской системы сводовых поднятий. Максимальные мощности протерозойской толщи, достигающие 2,8-3,0 км, локализованы в центральных, наиболее опущенных частях Мелекесской впадины и Усть-Черемшанского прогиба.

Поверхность протерозойских образований, частично снивелированная постседиментационными тектоническими и денудационными процессами, плащеобразно перекрывается плитным комплексом, представленным образованиями палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Последние характеризуются сравнительно выдержанным, слабонарушенным залеганием пластов, отсутствием крупных угловых несогласий и относительным соответствием структурно-тектонических планов, что дает основание рассматривать их как единый платформенный этаж.

Имеющаяся информация позволяет выделить следующие основные структурно-тектонические зоны и осложняющие их локальные блоково-складчатые дислокации.

Это Токмовская система сводовых поднятий и межсводовая мобильная зона.

Межсводовая мобильная зона, охватывающая Заволжскую часть территории исследований, представлена областью крупных прогибаний (Мелекесская впадина и Усть-Черемшанский прогиб), входящей в состав обширной Камско-Кинельской системы прогибов. На тектонических картах в рассматриваемой межсводовой мобильной зоне тектоническое районирование до конца не разработано. Анализ геолого-геофизических материалов показывает, что по латерали исследуемая территория делится на блоки, в которых происходит расчленение осадочной толщи на отдельные крупные этажи разреза, характеризующиеся различным внутренним строением и составом формирующих их пород. До глубин 6-7 км четко прослеживается расчленение разреза на отдельные самостоятельные “слои”. Они закономерно погружаются с запада на восток к центральным частям Мелекесской впадины, образуя обширный западный бортовой уступ крупной Волжско-Прикаспийской области прогибаний, предполагаемой и по материалам геоэлектрических и магнитометрических исследований.

 

Рис. 2. ПРИМЕР ВЫДЕЛЕНИЯ АНОМАЛИЙ ТИПА РИФ
(по материалам ФГУ ГНПП “Спецгеофизика”)
1 – разломы; 2 – ловушки нефти и газа

 

По поверхности нижнепротерозойского фундамента (ОГ PR1?) в пределах Мелекесской впадины выделены две приподнятые зоны, которым в гравиметрическом поле соответствуют небольшие максимумы силы тяжести. Это Димитровградское поднятие и Малыклинский выступ, отмеченный в пределах восточной прибортовой зоны Мелекесской впадины. Из крупных тектонических элементов платформенного чехла в пределах впадины закартирована обширная Пятисотско-Березовская приподнятая зона, осложненная рядом сравнительно крупных локальных перегибов (Пятисотский, Калмаюрский, Мулловский и др.). Не менее важными структурными элементами, выделенными в пределах западной и центральной частей Мелекесской впадины, являются Черемшанская глубоководная котловина и ее западный бортовой уступ. Они могут быть высокоперспективными в отношении нефтегазоносности неструктурных ловушек. В рассматриваемом районе они, вероятно, приурочены к франско-башкирскому сейсмокомплексу и генетически связаны с западным бортовым ограничением некомпенсированной котловины, сформированной на погруженном шельфе фамен-среднекаменноугольного бассейна. На временных разрезах, по данным сейсморазведочных работ, выполненных ФГУ ГНПП “Спецгеофизика”, отчетливо выделяются седиментационные уступы, маркирующие переходы от карбонатной сейсмофации шельфа к маломощной глинисто-карбонатной сейсмофации глубоководной котловины. Высота уступа, измеряемая разностью мощностей одновозрастных сейсмофаций, составляет около 200-250 м.

У внешних краев карбонатного уступа в полосе шириной 15-20 км в волновом поле выделяются аномалии типа риф, что позволяет предполагать, что вдоль уступов может протягиваться цепь барьерных рифов, приуроченных к бровке карбонатного шельфа (рис. 2). Восточнее основного (западного) карбонатного уступа уже в пределах глубоководной котловины каменноугольного бассейна отмечается аномалия волнового поля протяженностью более 6-8 км. Вероятно, она связана с изолированным карбонатным телом – атоллом. Оба участка могут представлять собой крупные зоны нефтегазонакопления с большой концентрацией неантиклинальных ловушек различного типа.                    

Подводя итоги, можно сделать следующие выводы и рекомендации.

    1. Основные виды детальных работ на указанных объектах следует сосредоточить прежде всего во внешней прибортовой, бортовой и внутренней частях Мелекесской впадины, ориентировав их на поиски УВ:

  • в нижнем терригенном литолого-стратиграфическом комплексе на отложения живетского яруса, кыновско-пашийского горизонта, доманиковых слоев;
  • в нижнем и среднем карбонатных литолого-стратиграфических комплексах на карбонатные отложения франского, фаменского, турнейского и башкирского ярусов, органогенных постройках;
  • в среднем терригенном литолого-стратиграфическом комплексе на антиклинальные перегибы по яснополянскому надгоризонту и верейскому горизонту и на поиски стратиграфически выклинивающихся пластов (клиноформ) в малиновском надгоризонте на участке намеченного “визейского вреза”.

    2. Для изучения протерозойских отложений и выяснения их перспектив нефтегазоносности следует рекомендовать бурение параметрических скважин в комплексе с сейсморазведкой в центральной части Мелекесской впадины и Серноводско-Абдулинском авлакогене.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования и ее следствия // Геология нефти и газа. – 1998. – № 6.
2. Голов А.А. Перспективы дальнейших поисков залежей нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / А.А.Голов, В.И.Дитмар, Ю.Б.Митрейкин // Геология нефти и газа. – 1994. – № 10.
3. Клещев К.А. Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа. – 2007. – № 2.
4. Медведев В.А. Перспективы алмазоносности юго-восточной части Волго-Уральской антеклизы / В.А.Медведев, Л.В.Медведев и др. // Разведка и охрана недр. – 1999. – № 2.
5. Шерифф Р. Сейсморазведка / Р.Шерифф, Л.Гелдарт. – М.: Мир, 1987.


©  Л.Ф. Горюнова, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-1.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru