Структурная позиция приразломных зон нефтегазонакопления

Приведенное в предыдущей главе описание морфологического облика трех месторождений имело своей целью не только обоснование их приразломного характера. По существу, они представляют собой три типа или три разновидности приразломных зон нефтегазонакопления. Своеобразие этих зон нефтегазонакопления явно определяется их структурным положением, главным образом приуроченностью к разрывным нарушениям разной категории: разломам или системам нарушений, играющим существенную роль в блоковой структуре земной коры; разломам или системам разрывов с ярко выраженной значимостью регионального характера; отдельным разрывным нарушениям уже сугубо локального значения.

Первый тип таких зон нефтегазонакопления, представленный Сиазанским месторождением, выделяется своей приуроченностью к граничным, краевым или периферийным частям предгорных и межгорных впадин и внутригорных котловин. Их локализация определяется граничными разломами или системами тектонических нарушений, с подвижками по которым происходит грабенообразное опускание впадин перечисленных категорий относительно смежных поднятий, морфологически нередко выраженных крупными горноскладчатыми сооружениями.

Характерная особенность этого типа зон нефтегазонакопления — значительная протяженность при небольшой, а то и очень небольшой ширине. К сожалению, определенно о возможных размерах приграничных для межгорных и предгорных впадин зон нефтегазонакопления говорить не приходится. Ответить на такой вопрос трудно даже для Сиазанского месторождения, протяженность которого явно не ограничивается 80 километрами, установленными на сегодняшний день практикой.

Следуя логике структурного положения зон нефтегазонакопления первого типа, они могут непрерывно прослеживаться на многие десятки, сотни и даже тысячи километров. Но, с одной стороны, на практике явно недостаточно занимаются их специальным изучением и опоискованием, а с другой, — характер перехода от горноскладчатых сооружений к смежным впадинам и прогибам на значительных по их простиранию отрезках оказывается настолько сложным, например, из-за наличия поперечных более древних выступов или за счет развития покровной тектоники, что выделение и прослеживание этих зон становится проблемой, решение которой потребует приложения немалых сил, материальных затрат и времени.

Есть еще одна особенность характера перехода от горноскладчатых сооружений к смежным передовым и межгорным прогибам, существенно усложняющим прослеживание по простиранию зон нефтегазонакопления первого типа. На северо-западе Большого Кавказа этот переход к ЗападноКубанскому предгорному прогибу выглядит проще, чем на юго-востоке. В первом случае этот переход выражен более наглядно и менее сложно. Представлен он системой разрывов Ахтырского надвига, отделяющего складчатую область Большого Кавказа от Западно-Кубанского прогиба. Во втором — переход выглядит значительно сложнее. Здесь передовой прогиб осложнен горстовым поднятием Дагестанского клина и представлен собственно Предкавказским на севере и Кусаро-Дивичинским на юге. Южный борт Предкавказского прогиба осложнен системой чешуй Дагестанского пояса надвигов с весьма благоприятными условиями формирования приразломных зон нефтегазонакопления с нестратифицированными залежами и месторождениями Сиазанского типа, которые ждут своего открытия. Так как возможно западно-северозападное продолжение самой Сиазанской приразломной зоны нефтегазонакопления под покровными чешуями юрских и меловых отложений Горного Дагестана по крайней мере до меридиана Владикавказа, протяженность этой зоны только в пределах рассмотренного отрезка может составить более 400 км.


К регионам локализации первого типа приразломных зон нефтегазонакопления можно, очевидно, отнести и периферийные части крупных внутриплатформенных впадин или синеклиз, подобных Прикаспийской. На наш взгляд, хорошо соответствует этому представлению тот факт, что по всему обрамлению Прикаспийской синеклизы расположены нефтегазовые месторождения, наглядным выражением чего является, в частности, нефтегазоносность зоны Доно-Медведицких дислокаций по ее западной периферии.

Не менее интересной представляется и восточная бортовая часть Прикаспийской впадины, где происходит ее сочленение со складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар и где необходим надежный анализ геофизических материалов для выяснения исключительно сложной картины проявления покровной тектоники.

Для периферийной части всей Прикаспийской синеклизы и прежде всего для подсолевого комплекса отложений необходимо решить вопрос принципиальной важности — о природе коллекторов. Если их происхождение обусловлено тектонической трещиноватостью, что выглядит наиболее вероятным, то с этим необходимо считаться при проведении поисково-разведочных работ. Весьма четкое блоковое расчленение западного борта Прикаспийской впадины, наглядно показанное О.Г. Бражниковым и В.Н. Михальковой [13], свидетельствует о том, что тектоническая трещиноватость, а возможно, и раздробленность пород должны играть не последнюю роль в коллекторских свойствах подсолевого комплекса отложений. А это означает, что объектом поисков должны стать не просто поднятия или приподнятые зоны и выступы, а в первую очередь их периферийные части, выделяющиеся в виде уступов, где проходит граница со смежными частными прогибами и грабенами. Кстати, на приведенном в работе [13] профильном разрезе наглядно показан (рис. 12) такой уступ в рельефе поверхности докембрийского фундамента.

Поисковыми работами они, скорее всего, не прослеживаются из-за попыток проследить их по площади и установить пластовый (стратиформный) характер таких залежей.

Но, судя по расположению скважин и их глубинам, этот факт при проведении поисково-разведочных работ в расчет не принимался, в то время как зона перехода от Воронежской антеклизы к Прикаспийской впадине должна рассматриваться как весьма или даже наиболее интересный объект аккумуляции нефтяных углеводородов.


Второй тип приразломных зон нефтегазонакопления представлен месторождением Мурадханлы. Он связан с высокоамплитудными разломами или системами тектонических разрывов, разграничивающими частные, но достаточно крупные блоки земной коры в пределах предгорных и межгорных впадин и внутриплатформенных синеклиз. Протяженность этих зон по сравнению с протяженностью зон нефтегазонакопления первого типа значительно меньшая, но остается относительно большой и может измеряться первыми десятками километров. При ширине, измеряемой в основном сотнями метров, и большом (до глубин 5—6 км и даже более) проникновении нефтегазовых скоплений запасы углеводородов в таких зонах могут рассматриваться как высокорентабельные.

Разнообразие литологического состава пород и широкий стратиграфический диапазон отложений, с которыми связано нефтегазонасыщение в приразломных зонах нефтегазона-копления второго типа, предполагают возможность контрастных изменений в характере нефтегазонасыщения в пространстве и особенно вдоль их простирания. В сочетании с попытками установить площадной (пластовый, стратиформный) характер залежей в таких зонах поисковыми работами они, скорее всего, не прослеживаются вдоль разрывных зон. Это было, в частности, показано на примере месторождений Мурадханлы и Зардоб в Азербайджане, которые, как полагают авторы настоящей работы, приурочены к одной и той же зоне нефтегазонакопления. Речь поэтому должна идти о необходимости пересмотра отношения практики к возможности формирования приразломных зон нефтегазонакопления, к тому, что резервуаром являются породы с вторичной пористостью, обусловленной их тектоническим дроблением и растрескиванием.

Внутриплатформенные впадины в этом плане могут оказаться не менее перспективными. И в этом смысле Прикаспийскую впадину следует рассматривать в качестве структурного элемента земной коры, заслуживающего самого пристального внимания. В ее центральной части в широтном направлении обособляется крупное Аралсорско-Хобдинское погребенное поднятие, периферийное обрамление которого с резкоконтрастным, высокоградиентным характером изменений значений сил тяжести, скорее всего, представлено достаточно широкой зоной тектонического дробления и высокой трещиноватости пород в подсолевых отложениях.

Говорить с достаточной степенью определенности о геологической природе этого морфологически, очевидно, также резковыраженного горстообразного выступа не приходится из-за отсутствия конкретных данных бурения. Точнее, следует говорить об отсутствии необходимого объема геологических данных, поскольку результаты бурения Аралсорской сверхглубокой и Хобдинской опорной скважины (о них речь пойдет ниже) позволяют внести определенную ясность в этот вопрос.


Представляется наиболее вероятным, что большие значения силы тяжести в центральной части Прикаспийской впадины и особенно на участке Хобдинского гравитационного максимума нельзя объяснить морфологией таких глубинных уровней, как поверхность Мохоровичича или базальтового слоя, наличием, в частности, архейского массива и сокращением мощностей гранитного и базальтового слоев, как полагают Г. Жолтаев и 3. Булекбаев [34]. Контрастные изменения значений силы тяжести в пространстве создаются в первую очередь контрастными же различиями плотностных характеристик пород, развитых либо непосредственно на дневной поверхности, либо в верхней части земной коры. В пределах Прикаспийской впадины в разрезе отложений ее поверхностного осадочного выполнения резко аномально низкими значениями плотностей выделяется кунгурская соленосная толща пород, с поведением которой, точнее, с изменениями мощностей которой необходимо прежде всего связывать аномальные изменения поля силы тяжести. Вот почему обособление Аралсорско-Хобдинского максимума силы тяжести следует объяснить выпадением из разреза земной коры или явно незначительным развитием в его пределах соленосной толщи пород и высоким залеганием поверхности подсолевого комплекса отложений.

Справедливость этого заключения можно было бы подтвердить не только результатами бурения Аралсорской сверхглубокой скважины, которая на глубине 6630 м ниже верхнепермских отложений, минуя соленосную толщу, вошла в подсолевой комплекс пород [6]. Наличие Аралсорско-Хобдинского максимума силы тяжести не получает отчетливого, а тем более аномального выражения в характере изменений вертикальной составляющей напряженности магнитного поля. А это означает, что гравитационный максимум обусловлен структурными особенностями залегания плотных пород, не обладающих высокой магнитной восприимчивостью или не выделяющихся в разрезе значениями этого параметра. В связи с этим можно сделать достаточно обоснованное предположение, что докунгурские образования на участке Хобдинского максимума, в его центральной части, залегают гипометрически значительно выше, чем на остальной территории Прикаспийской впадины, на глубинах порядка 3500— 4000 м. Хобдинская опорная скважина не могла помочь в решении этого вопроса, поскольку оказалась пробуренной за пределами участка с максимальными значениями силы тяжести, в полосе контрастного понижения последних. Иначе говоря, скважина оказалась расположенной в полосе резкого погружения аномалиеобразующих масс, роль которых здесь могли играть любые отложения древнее соленосного комплекса пород.


К третьему типу приразломных зон нефтегазонакопления мы относим месторождение Самгори. Оно существенно отличается от двух предыдущих своим формированием уже исключительно в толщах поверхностного выполнения прогибов, в разрезе которых пластичным образованиям принадлежит решающая роль. Это, по существу, нефтематеринские или нефтепроизводящие, по терминологии сторонников органического происхождения нефти, толщи пород с ярко выраженной изоклинально-чешуйчатой складчатой структурой. Активное проявление при этом и разрывной дислокации обеспечивает возникновение зон дробления пород в первую очередь в приосевых частях складок, где концентрируются высокие тектонические напряжения и где неизбежны вертикальные и горизонтальные перемещения одних крыльев складок относительно других. В результате приосевые разрывы постепенно превращаются в сбросы, взбросы и даже пологие надвиги с неизбежным дроблением и растрескиванием пород вдоль поверхностей тектонических контактов.

Зоны нефтегазонакопления третьего типа по своим размерам в пространстве скорее должны рассматриваться как локальные, коль скоро они в основном приурочены к при-осевым частям антиклинальных складок. Но главная их особенность — погружение в виде жильного образования по поверхности смещения тектонического нарушения с одновременным расширением и самой зоны дробления пород и, соответственно, зоны нефтегазонакопления или залежи. Кроме того, в пределах межгорных и предгорных впадин и вообще в зонах активного прогибания с мощным поверхностным выполнением и пластичным характером разреза такого выполнения каждая антиклинальная складка может оказаться объектом локализации зон нефтегазонакопления третьего типа.

Это положение нашло отражение на профильном разрезе Притбилисского района Куринской впадины (см. рис. 10) и представляется заслуживающим внимания. Мнение о такой локализации залежей в толщах поверхностного выполнения прогибов при преимущественно пластичном характере разреза отложений не должно рассматриваться лишь как логически обоснованное. Суть заключается в том, что изоклинально-чешуйчатый характер складчатой структуры толщ поверхностного выполнения прогибов необходимо рассматривать как свидетельство их высокого насыщения флюидами углеводородного состава; формирование такой складчатости является следствием пространственного перераспределения флюидов, имеющих преимущественно углеводородный состав, их нагнетания в осевые зоны антиклинальных структур, где наиболее активно протекают процессы уплотнения, а затем и дробления и растрескивания пород и их превращения в коллекторы. Иначе говоря, изоклинально-чешуйчатая складчатость в мощных толщах пластичных пород поверхностного выполнения прогибов — свидетельство высоких перспектив их нефтегазоносности и приуроченности залежей углеводородов к осевым зонам антиклинальных складок. С уверенностью можно сказать и о том, что для таких залежей характерными будут проявления АВПД, которые следует рассматривать как неизбежное следствие самого процесса формирования залежей и с которыми могут возникнуть осложнения при проведении буровых работ.

Целесообразность дальнейшего проведения поисков в таких регионах как междуречье Куры и Алазани может быть подтверждена промышленными притоками нефти, связанными со среднеэоценовыми отложениями в Азербайджане на площадях Дамиртепе-Удабно и Гюрзундаг [46], а в Грузии на структурах Южный купол Самгори, Телети, Западное Руста-ви [41]. Учитывая общекавказское ЗСЗ-ВЮВ простирание складчатых структур междуречья Куры и Алазани, видим, что площади Дамиртепе-Удабно и Гюрзундаг окажутся приуроченными к одной структурной линии, прослеживаемой южнее антиклинальной зоны Самгори-Патардзеули-Ниноцминда. Думается, что и нефтегазоносность здесь обусловлена таким же общекавказским простиранием зон нефтегазонакопления. Резкие различия в гипсометрии залегания опробованных интервалов в скважинах на площадях Дамиртепе-Удабно и Гюрзундаг, оказавшихся на глубинах 2865—2882 и 4335—4370 м соответственно, скорее можно объяснить крутыми углами падения зоны нефтегазонакопления, которая едва ли может характеризоваться площадным распространением. Любопытны и сравнительные данные о дебитах притоков нефти. В Дамиртепе-Удабно они составили 280 т/сут, а в Гюрзундаге — более 100 т/сут. Если притоки действительно связаны с приуроченностью залежей к осевым зонам антиклинальных структур, а тем более — с единой в данном случае залежью, то пластовые или поровые давления в Дамиртепе-Удабно должны быть выше. Этим, вероятно, обусловлен больший приток нефти.

Значительный интерес, с точки зрения локализации при-осевых залежей нефти и газа, представляют бортовые части межгорных и предгорных впадин и зон прогибания вообще, где сохранность таких залежей может быть обеспечена развитием покровной тектоники. Вместе с тем покровная тектоника обеспечивает и более активное перераспределение флюидов в поднадвиговом блоке преимущественно пластичных пород, содействуя тем самым их накоплению в приосе-вых зонах дробления пород.

Само развитие покровных структур в бортовых частях прогибов и впадин, что уже перестало быть темой для дискуссий, а стало реальным фактом, подтвержденным бурением, например, в Предуралье и Предкавказье, а еще ранее б ы-ло установлено и оказалось весьма характерной особенностью геологического строения северного борта Куринской впадины в Закавказье, предполагает активное проявление разрывной дислокации, а стало быть, интенсивное дробление и растрескивание пород. Очевидно, что в таких регионах разрывная дислокация может и должна контролировать локализацию зон нефтегазонакопления, связанных с коллекторами вторичного происхождения, уже сугубо тектонического.

Разумеется, что в условиях развития покровно-чешуйчатой тектоники возможны скопления углеводородов, связанные и с разрывами, определяющими ступенчатые переходы между соседними блоками пород, и с приосевыми нарушениями антиклинальных складок. Но, думается, что в обстановке интенсивного расслоения аллохтонных комплексов пород на ряд перекрывающих друг друга чешуй при горизонтальных амплитудах, измеряемых километрами и первыми десятками километров, речь должна идти о зонах дробления пород главным образом площадного характера. Есть поэтому достаточно веские основания для выделения четвертого типа приразломных зон нефтегазонакопления, приуроченных к подошвенным частям как самих сложнопостроенных аллохтонных комплексов пород, так и каждой из составляющих эти комплексы чешуй или пластин.

Обоснованность выделения рассматриваемого типа зон нефтегазонакопления может быть в определенной мере подтверждена практикой. Наиболее интересными данными характеризуется зона сочленения горноскладчатого сооружения Большого Кавказа и Куринской впадины. Здесь проявления покровной тектоники выявлены на всем протяжении от Каспийского моря на востоке до Дзирульского массива на западе, где Куринская впадина центроклинально замыкается. Есть все основания говорить о том, что развитие покровной тектоники характерно, если иметь в виду Большой Кавказ, не только для зоны его сочленения с Куринской впадиной. Указанная зона проявления покровной тектоники прослеживается и к Западу от Дзирульского массива, где она приурочена к северному же борту Рионской впадины — непосредственно западного продолжения Куринской впадины. Здесь в строении покровных чешуй участвует уже не только флишевый мел, но и флишевые же образования верхней юры, а главное — сланцевая толща нижней и средней юры. Этот факт приобретает важное значение с точки зрения сейсмичности. Участие в строении всей перемещенной толщи пород, перекрывающей северный борт Рионской впадины, сланцевых отложений нижней и средней юры, заметно повышает плотностную характеристику всего аллохтонного комплекса, понижает его проницаемость, содействуя тем самым сейсмической активности данного региона [25]. По крайней мере, такими особенностями покровных чешуй Рачинской эпицентральной зоны вернее можно объяснить разрушительный характер происходящих здесь землетрясений, каким, в частности, оказалось землетрясение 1991 г.

И на территории Грузии, и на территории Азербайджана в рассмотренной зоне развития покровов проведен значительный объем структурно-картировочного и поисковоразведочного бурения, которое сопровождалось многочисленными газо- и нефтепроявлениями чаще всего при проходке скважинами флишевых отложений мелового возраста, которыми в основном сложены аллохтонные комплексы и каждая из составляющих их покровных пластин.

Весьма нагляден в этом отношении пример площади Астраханка, расположенной на Юго-Восточном Кавказе. Структурное положение этой площади определяется ее приуроченностью к южному резко опущенному по вертикали относительно горста Центрального поднятия мегантиклинория Большого Кавказа блоку пород, где тектонические движения в течение кайнозоя протекали исключительно активно. Очевидной активностью характеризуется и современный этап развития этого южного блока пород и района площади Астраханка, локализованной территориально в пределах Шемахинской эпицентральной зоны землетрясений.

Интерес к этой площади определяется тем, что она рассматривалась как один из перспективных объектов для проведения поисковых работ на нефть и газ и решения проблемы нефтегазоносности мезозойских отложений ЮгоВосточного Кавказа. Но, несмотря на большой объем проведенного здесь структурного и поискового бурения и обилие нефтегазопроявлений, которыми оно сопровождалось, промышленная нефтегазоносность мезозойских и прежде всего меловых отложений, представленных в основном терриген-но-карбонатным флишем и значительным развитием в разрезе глин, так и не была установлена.

Сейчас, когда картина геологического строения площади Астраханка и всего опущенного по разлому или системе нарушений южного блока пород выглядит значительно более определенной, более определенно и более обоснованно могут быть проинтерпретированы и результаты проведенного бурения. С уверенностью можно говорить о том, что традиционная методика решения этого вопроса, связанная с надеждами на вскрытие здесь узкостратифицированных нефтегазоносных горизонтов, в частности в разрезе мела, не могла себя оправдать и действительно оказалась несостоятельной. Эта методика требовала внесения существенных корректив в связи с покровным строением, которое фактически было выявлено геологической съемкой [67] и не только было подтверждено бурением, но и оказалось значительно более сложным.

Уже на первом этапе бурения было установлено, что ал-лохтонный комплекс меловых пород состоит из серии че-шуй, отделяющихся друг от друга площадно распространенными пологими, скорее горизонтальными надвигами. Глубина скважин на этом первом этапе не превышала, вернее, не достигала 1500 м, и ни одна из них не вышла из разреза меловых пород, из толщи аллохтонного комплекса отложений. Позднее здесь были пробурены еще три скважины, которые на глубине около 1500 м вышли из мелового аллохтона и вошли в толщу преимущественно глинистых пород майкопской серии отложений олигоцена-нижнего миоцена. При этом одна из скважин, пробуренная до глубины 2500 м, прошла до забоя по майкопской серии пород 1000 м.

Результаты бурения трех последних скважин представляются наиболее интересными. Они позволяют говорить более определенно о перспективах нефтегазоносности и всего аллохтонного комплекса отложений и поднадвигового комплекса пород. Очевидно, что поставщиком углеводородов в аллохтонный комплекс пород является поднадвиговый комплекс отложений, в строении которого очевидное участие принимают не только вскрытые бурением отложения нижнего миоцена-олигоцена, но и более низкие горизонты палеогена — эоцен и палеоцен, в разрезе которых, как и в майкопской серии пород, преобладают, точнее, пользуются преимущественным развитием, глины. Важно подчеркнуть, что мощности каждого из ярусов палеогена, измеряемые сотнями метров, а то и превышающие 1000 м, в связи со сложной складчатой стуктурой могут оказаться увеличенными по вертикали в несколько раз.

Наиболее важным результатом бурения трех последних скважин следует считать обязательность нефтегазопроявлений, которыми сопровождалась проходка скважин при переходе из аллохтонного комплекса в поднадвиговый блок пород. Очевидно, это связано с трещиноватостью пород в зоне тектонического контакта, непосредственно в зоне надвига. Аналогичные проявления наблюдались при вскрытии скважинами поднадвигового блока пород, сложенного опять-таки глинистыми отложениями олигоцена-нижнего миоцена, но уже во фронтальной части аллохтона в 12—15 км к югу от площади Астраханка.

Ясно, что эти проявления — свидетельство дробления и трещиноватости пород на всем пространстве перекрытия палеоген-нижнемиоценовых пород меловыми. Мощность зоны такого тектонического дробления пород может быть изменчивой и будет зависеть от состава и плотности пород, находящихся в тектоническом контакте. В поднадвиговом блоке пород с преимущественно глинистым характером разреза мощность зоны дробления пород, очевидно, будет небольшой. Более интересной выглядит подошвенная часть аллохтонного комплекса меловых пород с его флишевым разрезом и заметным участием известняков и песчаников, образующих отдельные пачки в несколько, а то и в первые десятки метров. Не случайно проходка скважины структурно-поискового назначения первого этапа бурения с глубиной немногим менее 1500 м, сопровождалось не просто нефтега-зопроявлениями, а переливами нефти с дебитом до 3,5 т/сут. Надо полагать, что они достигли зоны тектонического дробления пород в подошвенной части аллохтона, что, к сожалению, в 50-е годы, когда проводился первый этап бурения, не привлекло к себе должного внимания.

Эти факты со всей очевидностью свидетельствуют о том, что выделение четвертого типа приразломных зон нефтегазонакопления, приуроченных к подошвенным частям аллох-тонных комплексов и составляющих их чешуй, точнее — к пологим надвигам, разграничивающим тектонические пластины, может быть подтверждено конкретными данными практики структурного, поискового и разведочного бурения, а не должно рассматриваться как продиктованное логикой рассуждений представление.