Палеотектонические критерии нефтегазоносности Волго-Уральской провинции

Вопросам связи нефтегазоносности структурных ловушек и зон поднятий с историей их развития в пределах Волго-Уральской провинции посвящено большое число работ. Среди них важное место принадлежит исследованиям К. А. Машковича (75, 76] К. А. Машковича, С. Г. Козленко [77], С. П. Козленко [57, 58], С, Ф. Федорова и других исследователей [137, 94], Названные авторы наиболее последовательно разрабатывают методы палеотектонического анализа применительно к решению поисково- разведочных задач.

Как показал К. А. Машкович [76], крупные тектонические элементы Саратовского Поволжья развивались неоднозначно в палеозое. Сравнив современные структурные планы по кровле пласта Д₂-V живетского яруса и по кровле тульского горизонта визе (рис. 61, 62), а также построив серию палеогеологических карт, он выделил зоны поднятий и депрессий трех категории: древнего заложения и длительного конседиментационного роста, новообразованных и инверсионных.

Залежи нефти и газа в девонских отложениях контролируются структурным планом девонского же времени. Поднятия в девонских горизонтах, сформировавшиеся на более поздних этапах развития на месте древних прогибов, не содержат скоплений нефти и газа в живетских отложениях (Елшанско-Сергиевский, Хлебниковско-Радищевский, Ириновско-Оркинский валы, Саратовские дислокации и др.). На рис. 63 хорошо видно, что все залежи нефти и газа в живетских отложениях девона концентрируются в зонах древних поднятий, развивавшихся унаследованно. Скопления углеводородов отсутствуют внутри древних прогибов, расположенных к северу от Саратова.

Рассмотрев на многочисленных примерах историю формирования локальных ловушек различных типов, К. А. Машкович [76] пришел к следующим выводам.


1. Унаследованные поднятия, заложнвшиеся в среднедевонское или более раннее время и развивавшиеся непрерывно до середины юрского периода, отличаются максимальным стратиграфическим этажом нефтегазоносности в палеозойских комплексах Саратовского Поволжья. Примером структур этого типа может служить Соколовогорская складка, с которой связано 13 продуктивных горизонтов в отложениях живетского, франского ярусов и каменноугольной системы.

2. Так называемые «молодые» структуры, сформировавшиеся в неогене, несмотря на замкнутую форму по всем реперам палеозоя, не содержат скоплений нефти и газа ни в девонских, ни в каменноугольных толщах, В качестве примера можно привести Гусихинское поднятие.

3. Локальные структуры, в разрезе которых девонские горизонты не приобрели форму замкнутых ловушек до конца франского века или верейского времени, а нижнекаменноугольные слои изогнулись в брахиантиклинальные складки к концу верейского времени и продолжали развиваться до батского века, контролируют залежи нефти и газа только в каменноугольных горизонтах. Пример — Языковское месторождение, на котором установлена нефтегазоносность четырех горизонтов в карбоне, тогда как девонская толща не содержит скоплений углеводородов.

4. В качестве особого типа локальных структур К. А. Машкович выделяет поднятия древнего заложения, но прерывистого развития. Своды таких складок неоднократно выводились на поверхность и подвергались размыву. Скопления нефти и газа в разрезе этих площадей отсутствуют вследствие разрушения рано сформировавшихся залежей. Примером подобных структур служит Советское поднятие.

К аналогичным выводам пришли С. Ф. Федоров, К, С. Яруллин и другие исследователи [94] в результате изучения связи между палеоструктурным развитием Западной Башкирии в палеозое и нефтеносностью этой обширной территории.


С. Ф. Федоровым с соавторами были составлены палеоструктурные карты для поверхностей бийского и старооскольского горизонтов среднего девона, саргаевского (франский ярус), тульского (визейский ярус), верейского (московский ярус среднего карбона) горизонтов на все последующие этапы времени — вплоть до конца артинского века. Основные результаты их расчетов сведены нами в табл. 7, а часть проанализированных поднятий показана на рис. 64.

нефтеносности обладают те локальные поднятия (или их группы, зоны), которые образовались в досреднедевонское время и на протяжении всей палеозойской эры переживали устойчивый конседиментационный рост.

К таким формам, в частности, относятся Туймазинская и Серафимовская группы структур, Шкаповская брахиантиклиналь на Татарском своде.

Для них характерно присутствие залежей нефти в старооскольском горизонте (живетский ярус), пашийских и кыновских слоях (франский ярус), в отложениях фаменского яруса, в резервуарах турне и визе.

Ограниченное распределение залежей нефти по разрезу установлено на Сергеевской и Каргалинской площадях, расположенных в области юго-восточного склона платформы.

Каргалинская складка не развивалась по старооскольскому и саргаевскому горизонтам в продолжение почти всей палеозойской эры; Сергеевское поднятие приобрело незначительную амплитуду по саргаевскому горизонту только к концу верейского времени.

Обе сравнительно молодые структурные ловушки не содержат скоплений нефти в девонском терригенном комплексе. Небольшая залежь в пашийском горизонте па Сергеевской площади связана с литологической ловушкой. Каргалинское поднятие, развивавшееся крайне неустойчиво в карбоне, контролирует залежи нефти только в бобриковском (угленосном) горизонте визейского яруса.

Весьма показательна история крупной Арланской складки в Вирской седловине. На месте этого поднятия существовал прогиб по старооскольскому горизонту, сохранившийся до начала артинского века раннепермской эпохи.

По кровле саргаевского горизонта прогиб преобразовался в пологое поднятие уже к концу тульского времени, но в дальнейшем эта инверсионная структура не испытывала заметного роста (по саргаевскому горизонту).


Арланская складка энергично формируется в каменноугольном и пермском периодах и сохраняет антиклинальную форму до настоящего времени по тульскому, верейскому горизонтам и в пермских отложениях.

На этой площади залежи нефти присутствуют в резервуарах турнейского, визейского ярусов нижнего карбона и московского яруса среднего отдела каменноугольной системы.

Анализируя историю развития некоторых локальных поднятий, С. Ф. Федоров и другие исследователи [94] приходят к заключению о том, что залежи нефти могут формироваться очень длительно: с момента образования ловушки до завершения складчатых движений.

Более определенные суждения и расчеты по данному вопросу изложены в монографии С. П. Максимова [73], работах С. П. Максимова, A. Г. Милешиной и В. Н. Ларкина [74], В. Н. Ларкина [70] и других исследователей.

Так, В. Н. Ларкин [70] связывает время образования залежей нефти в различных ловушках и стратиграфических комплексах с особенностями тектонического развития структур. В терригенном комплексе девона Волго-Уральской провинции залежи нефти формировались в несколько этапов в соответствии с разным временем возникновения локальных поднятий. Для Пермско-Башкирского свода этими этапами являются окское и раннепермское время, для восточного склона платформы — конец верейского и начало каширского времени. После артинского века, по мнению В. Н. Ларкина, происходили процессы переформирования залежей, вызванные перестройкой структурного плана в связи с развитием Предуральского прогиба. Вместе с тем, он отмечает, что локальные поднятия, возникшие в новейшее время, не содержат залежей нефти и газа во всех продуктивных комплексах палеозоя (Шалымская, Малоусинская, Беляевская структуры). «Это можно объяснить тем, — пишет B. Н. Ларкин, — что молодые поднятия приобретают замкнутую форму в послепермское время, когда процесс переформирования залежей уже закончился» [70, стр. 90].