В процессе геофизических исследований, направленных на поиски новых структур, перспективных для поисков нефти и газа, использование установленных закономерностей геологического строения позволяет правильно интерпретировать результаты этих исследований и построить объективные структурные карты изучаемых площадей. Это особенно важно в сложных геологических условиях, в зонах развития глубоко погребенных, скрытых антиклинальных структур и дизъюнктивных дислокаций. В таких случаях в составлении структурных карт по результатам полевых геофизических исследований должен принимать участие геолог; хорошо информированный о геологических особенностях и истории геологического развития изучаемого региона.
В процессе поискового и разведочного бурения использование установленных закономерностей и оперативный палеотектонический анализ имеют решающее значение для выявления истинного строения глубоко залегающих перспективных отложений. Оперативный анализ данных бурения позволяет меньшим числом скважин решить поставленные перед разведкой задачи и тем самым повысить ее эффективность.
Рассмотрим на конкретном примере возможность эффективного использования в практике поисков и разведки установленных геологических закономерностей и методов палеотектонического анализа для освещения строения глубоко погребенных структур и их нефтегазоносности. Месторождение расположено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и было открыто в результате профильного бурения, проводившегося для поисков новых антиклинальных поднятий в девонских отложениях в зоне развития погребенных структур. Промышленная нефтегазоносность здесь была установлена в воробьевских и ардатовских слоях живетского яруса (пласты Д2-IV, Д2-V и Д2-IVа). В ряде случаев отмечалось несоответствие между характером продуктивности этих пластов и их гипсометрическим положением. На более низких гипсометрических отметках был получен газ, на более высоких — нефть.
Сложность тектонического строения этого месторождения обусловила появление в процессе его разведки многих вариантов структурных карт по продуктивным пластам живетского яруса. Поэтому, несмотря на имеющиеся данные по 15 пробуренным здесь скважинам, нет единого мнения о строении этого месторождения, что является следствием различного методического подхода к построению структурных карт в сложных геологических условиях. Одни геологи, основываясь па палеотектоническпх исследованиях и установленных в этом регионе геологических закономерностях, считают, что описываемое месторождение приурочено к антиклинальной складке северо-западного простирания (свойственного простиранию всего сложного вала, в пределах которого оно расположено), осложненной системой тектонических разрывов. Другие полагают, что месторождение расположено на моноклинали, осложненной сбросами различных направлении, и выделяют моноклинальные блоки, содержащие только газовые пли только нефтяные залежи. Эти карты составлены по типу топографических путем несложной интерполяции абсолютных глубин и нанесения на план произвольно ориентированных линий тектонических разрывов, ограничивающих отдельные блоки (рис. 94, I, II). Естественно, что в таком сложном регионе подход к составлению структурной карты, игнорирующей историю геологического развития и установленные закономерности, приводит к большому числу вариантов структурных построений, затрудняет выбор местоположения новых скважин и снижает эффективность разведочного бурения.
Какие же- важные геологические закономерности и связи нам известны и могут быть использованы для составления структурных карт?
Прежде всего, в этом регионе совершенно определенно установлено закономерное уменьшение мощности девонских отложений от крыльев к сводам древних поднятий. Особенно четко эта закономерность проявляется в терригенном девоне. К этим зонам сокращенных мощностей (древним сводам поднятий) и приурочены все известные здесь девонские месторождения газа и нефти. Поэтому составление карт мощности девонских отложений позволяет определить положение в плане древних сводов и тем самым облегчает задачу построения достоверных структурных карт по глубоким горизонтам.
Вторая закономерность состоит в том, что все разведанные здесь локальные поднятия имеют северо-западное простирание, аналогичное простиранию всего сложного вала. При структурных построениях, особенно по малому числу скважин, правильное представление о вероятном простирании оси поднятия имеет очень важное значение для получения надежных результатов.
В. Н. Вебер (1934) привел пример, когда по одним п тем же точкам можно построить три варианта структурных карт. На рис. 95, I изображено поднятие широтного простирания. Бурение одной дополнительной скв. 1 позволяет с такой же степенью достоверности построить новую структурную карту, на которой изображены уже два поднятия северо-западного простирания (рис. 95, II). Бурение еще одной скв. 2 дает возможность построить третью карту также с двумя поднятиями, но уже северо-восточного простирания. Если бы до бурения скв. 1. и 2 было известно, что простирание складок в этом районе северо-восточное, то бурение этих скважин и составление первых двух вариантов структурных построений было бы излишним. К сожалению, можно и сегодня встретить структурные построения по данным геофизики и бурения, игнорирующие существование закономерной согласованности простираний соподчиненных структур. Эту соподчиненность можно иллюстрировать многими примерами (см. рис. 84, рис. 86, рис. 88).
Третья закономерность заключается в том, что все выявленные и предполагаемые тектонические разрывы в пределах этого вала группируются в две взаимно пересекающиеся системы северо-западного и северо-восточного простираний. Первая — северо-западная совпадает с простиранием всего сложного вала и древнего Рязано-Саратовского прогиба, вторая — северо-восточная система сбросов параллельна разломам, обрамляющим Прикаспийскую впадину.
При детальном палеотектоническом анализе структур этого региона выяснилось, что положение погребенных тектонических разрывов в плане можно в ряде случаев выявлять по значительному сгущению изопахит терригенных девонских отложении и резкому изменению их простирания. Это объясняется тем, что в результате верхнедевонских размывов, на разных полях ниже поверхности размыва сохраняется различная мощность одноименных отложений.
Сказанное выше приводит к выводу, что для определения положения в плане тектонических разрывов, помимо гипсометрических глубин залегания маркирующих пластов в соседних скважинах и их продуктивности, необходимо учитывать господствующие в изучаемом районе простирания разрывов и поведение изопахит отдельных комплексов отложений.
При структурных построениях нужно принимать во внимание еще одну особенность геологического строения ряда локальных структур рассматриваемого сложного вала. Дело в том, что образование значительного регионального наклона на юго-восток привело в некоторых случаях к частичному расформированию структур в более молодых отложениях и формированию структурных носов. На глубине в более древних отложениях (живетских и франских) структурным носам обычно соответствуют нормальные антиклинальные складки. Поэтому каждый структурный нос в этом регионе является надежным признаком для поисков новых локальных поднятий в терригенном девоне.
Для построения структурных карт по продуктивным пластам живетского яруса описываемого месторождения и были использованы описанные выше закономерности по принципу «от простого к сложному». Мы имеем в виду более простой структурный план вышележащих отложений и возможность использования карт мощности отдельных комплексов, составление которых обычно не вызывает особых трудностей. За исходную позицию принята структурная карта по кровле девонских отложений (рис. 96). На моноклинальном фоне .погружающейся к юго-востоку кровли этих отложений можно отметить следующие характерные особенности. Прежде всего обращает на себя внимание сгущение изогипс в северо-западной части площади. Здесь, в пределах узкой-полосы, погружение слоев составляет 75 м/км, тогда как непосредственно к югу только 25 м/км, т. е. в 3 раза меньше, что позволяет предполагать существование тектонического разрыва северо-восточного простирания (между скв. 4 и 17 на юго-западе и скв. 20 и 21 на северо-востоке).
На участке расположения скв. 22, 23, 24; 25 и 15 отчетливо вырисовывается структурный нос, позволяющий предполагать существование в более древних слоях локального поднятия. Продуктивные скважины находятся в пределах структурного носа, что подкрепляет это предположение.
Для освещения древнего структурного плана кровли терригенного девона можно использовать карту мощности карбонатного девона1 (рис. 97). Какие же характерные особенности могут быть отмечены при рассмотрении этой карты? Прежде всего, можно сделать вывод, что к концу девонского периода подошва карбонатного девона имела рельефно выраженную форму структурного носа. В повышенной части этого носа и располагаются почти все продуктивные скважины описываемого месторождения, вскрывшие пласты Д2-IVа и Д2-V. Это, в свою очередь, приводит к выводу, что в более древних отложениях структурному носу соответствует продуктивное локальное поднятие (см. главу V).
В северо-западной части площади фиксируется значительное сгущение изопахит, что, как известно, свидетельствует о существовании здесь тектонического нарушения (см. главу VII).
Используя метод схождения, т. е. наложив описанные выше карты друг на друга и суммировав в точках пересечения значения гипсометрических глубин и изопахит, мы получим изображение структурной формы поверхности терригенного девона (рис. 98). На полученной таким путем структурной карте отмечается моноклинальное залегание поверхности терригенного девона, на фоне которого фиксируется структурный нос, протягивающийся от северо-западной границы площади до скв. 6 на юго-востоке.
На северо-западе вновь отмечается сгущение изогипс, позволяющее предполагать существование здесь тектонического нарушения. Сгущение изогипс до 60 м/км против 20 м/км выше по восстанию отмечается также между скв. 15 и 24, что позволяет предполагать наличие нарушения, проходящего между ними.
Для построения структурной карты пласта Д2-V живетского яруса была предварительно составлена карта мощности терригенного девона (до пласта Д2-V). Эту карту можно составить с учетом амплитуд сбросов, пересекающих стволы скважин, т. е. увеличивая наблюдаемую по разрезу скважин мощность на величину мощности, «выпавшей» из разреза части отложений. Построенная таким образом карта дает представление о истинном распределении мощности на исследуемой площади до возникновения тектонических разрывов. Для получения же данных о современных гипсометрических глубинах залегания интересующих нас пластов, располагающихся ниже поверхностей сбрасывателей, т. е. при построении карты схождения, необходимо пользоваться значениями мощностей, фактически наблюдаемыми в разрезах пробуренных скважин. Оба варианта принципиально сходны, но отличаются деталями.
Если принять поверхность терригенного девона к началу отложения карбонатных осадков верхнего девона за практически горизонтальную, можно установить, что к этому времени на описываемой площади уже существовало крупное поднятие в живетских отложениях с тремя отдельными куполами А, Б и В. Намечается также существование двух прогибов северо-западного простирания: западного, отделяющего купол Б от куполов А и В, и восточного, отделяющего купола А и В от территории, располагающейся к востоку. На северо-западе прогиб северо-восточного простирания отделяет купола от узкой полосы сгущения изопахит терригенного девона, ориентированной вкрест простирания куполов. Следовательно, существование сброса северо-восточного простирания к началу отложения карбонатного девона, ограничивающего месторождение с северо-запада получает еще одно убедительное подтверждение.
Структурная карта но кровле пласта Д2-V живетского яруса построена но методу схождения с использованием описанной выше карты изопахит терригенного девона (рис. 99) и структурной карты поверхности терригенного девона. Результаты этих построений изображены на рис. 99. На этой карте, так же как и на карте мощности терригенного девона, на фоне крупного поднятия выделяются три локальных купола: А, Б и В. Разница состоит лишь в том, что вершины этих куполов смещены к северо-западу примерно на 1000 м по отношению к их положению на карте мощности (рис. 99). Это смещение является результатом влияния верхнепалеозойского регионального наклона на юго-восток. Если к верхнепалеозойскому времени залежи нефти и газа в пластах живетского яруса уже существовали2, то и они должны были сместиться в том же направлении вслед за перемещением куполов.
Какие же особенности тектонического строения и распределения газа, нефти и воды в пластах Д2-V и Д2-IV обращают на себя внимание или противоречат полученной методом схождения структурной карте пласта Д2-V?
Анализируя поведение изогипс, можно отметить хорошо выраженную структурную ступень северо-восточного простирания, пересекающую поднятие южнее куполов А и Б и особенно отчетливо фиксирующуюся между скв. 15 с одной стороны ступени и скв. 24 и 25 с другой. Эта структурная ступень находит отражение и в мощности терригенного девона, которая в скв. 15 составляет 287 м, а в удаленной от нее всего на 700 м скв. 24 возрастает до 326 м, т. е. на 39 м. Эти особенности в залегании кровли пласта Д2-V в древнем и современном-структурных планах позволяют сделать вывод, что описываемое поднятие в средней его части пересекается сбросом северо-восточного простирания.
Выше неоднократно отмечалось значительное сгущение изопахит различных стратиграфических комплексов девона и изогипс северо-западнее куполов А и Б (см. рис. 96, 97). Эта особенность поведения изопахит и изогипс свидетельствует о существовании здесь тектонической ступени — сброса значительной амплитуды. Он проходит между скв. 4 и 17 на юго-западе и скв. 20 и 21 на северо-востоке. Этот сброс зафиксирован и сейсмическими полевыми исследованиями.
Сгущение изогипс наблюдается между скв. 22 и 23. При сопоставлении гипсометрических глубин залегания кровли пласта Д2-IVа по профилю скв. 11, 22 и 23 отмечаются практически одинаковые их величины в скв. И и 22 и более высокое положение пласта в скв. 23 (выше на 42 м). Этот факт позволяет предполагать здесь существование сброса северо-западного простирания, о чем свидетельствуют значения глубин пласта Д2-IVа в окружающих скважинах3.
Сброс амплитудой около 30 м в интервале терригенного девона пересекает ствол скв. 1.
В восточной части площади намечается прогиб северо-западного простирания.
Какие же отклонения от обычного распределения газа, нефти и воды в продуктивных пластах отмечаются на этом месторождении?
Прежде всего несоответствие характера насыщения пласта Д2-У в скв. 1 и 9, с одной стороны, и скв. 17 — с другой. В то время как в скв. 1 при отметке кровли пласта Д2-У, равной —2695 м, получен газовый фонтан, а скв. 9 при глубине —2705 м дала нефть, в скв. 17, вскрывшей этот пласт гипсометрически выше (—2088 м), была получена вода. Указанное несоответствие между газонефтеносностыо и гипсометрическим положением продуктивного пласта можно объяснить расположением этих скважин в разных тектонических нолях, т. е. существованием сброса, отделяющего ноле скв. 1 и 9 от поля скв. 17.
С учетом отмеченных выше геологических закономерностей и особенностей распределения газа, нефти и воды построены структурные карты но продуктивным пластам Д2-V и Д2-IVа живетского яруса.
На рис. 100 изображена структурная карта описываемого месторождения по кровле пласта Д2-V. На ней отчетливо вырисовываются три купола — А, Б и В, осложненные системой сбросов северо-западного и северо-восточного простираний.
Анализ построенных структурных карт и распределения нефтегазоносности в пределах куполов А и Б позволяет четко определить задачи дальнейшей разведки. Их решение позволит достоверно оценить запасы газа и нефти всего месторождения и обеспечит проект его разработки необходимыми данными. Для подсчета запасов недостает сведений о размерах продуктивной площади пласта Д2-VI на куполе Б, который опробован только одной скважиной, давшей газ. Нет данных о газоносности этого пласта и размерах продуктивной площади на куполе А. Остается неизвестным положение контура газоносности пласта Д2-V в прогибе между куполами А и В. Не установлена хотя бы в одном пересечении ширина нефтяной оторочки пласта Д2-IVа на этих куполах и в прогибе между ними. Не ясно, существуют ли нефтяные оторочки на северо-западных погружениях куполов А и В. Не выяснена продуктивность кыновско-пашийских отложений, нефтегазоносных в этой зоне.
Все изложенное позволяет считать, что использование геологических закономерностей и связей, установленных в каком-либо регионе, может значительно повысить надежность структурных построений по отдельным локальным поднятиям. В этом можно убедиться, составив структурные карты по продуктивным пластам (см. рис. 94 и 100). Игнорирование этих закономерностей не позволит провести объективные построения, которые можно было бы использовать как надежную тектоническую основу для заложения дорогих глубоких скважин.
В процессе профильного бурения, предпринимаемого для освещения геологического строения региона или для поисков линейных дислокаций и локальных структур, палеотектонический анализ позволяет также более полно использовать получаемую геологическую информацию и благодаря этому выявить новые объекты для поисков нефти и газа. Рассмотрим в качестве методического примера результаты профильного бурения па одной из площадей нижнего Поволжья. По результатам этого бурения на описываемой площади структуры пе были обнаружены ни в девонских, ни в каменноугольных отложениях. На первый взгляд профильное бурение оказалось здесь малоэффективным. Однако палеотектонический анализ позволил осветить историю тектонического развития этой площади и получить объективные данные о существовании в ее пределах структур в геологическом прошлом и в настоящее время.
Для объективного освещения условий залегания верейских отложений была использована карта схождения, причем за исходную принята структурная карта по кровле бата (рис. 101, I). С помощью карты мощности отложений от кровли вереи до кровли бата методом схождения была построена структурная карта по кровле верейского горизонта. На этой карте на фоне моноклинального залегания отчетливо выявился рельефный структурный нос (рис. 101, III). Для практических целей важно установить, существовала ли на месте современного структурного носа антиклинальная складка в карбоне на уровне верейского горизонта до образования верхнепалеозойского регионального наклона, который здесь составляет 17 м/км? С этой целью со структурной карты по кровле верейского горизонта графически снято значение регионального наклона (см. главу V). Выяснилось, что до образования этого наклона на месте структурного носа в верейских отложениях существовала пологая антиклинальная складка (рис. 101, IV). Угол падения на северо-западной периклинали этой структуры составляет 0°35', т. е. 10 м/км. Естественно, что при наклоне на юго-восток на 1° (17 м/км) структура оказалась раскрытой к северо-западу и образовался структурный нос.
Для освещения строения нижнекаменноугольных отложений составлена карта схождения, в которой за исходную принята структурная карта по кровле верейского горизонта и карта мощности от этого репера до кровли тульского горизонта. На полученной таким путем структурной карте по кровле тульского горизонта (рис. 102) отчетливо выявился структурный нос, отделенный прогибами северо-западного простирания от площадей, расположенных от него к западу и востоку.
Далее следовало выяснить, не располагалась ли под выявленным структурным носом в нижнем карбоне до регионального наклона антиклинальная складка? С этой целью выполнено построение для снятия со структурной карты регионального наклона, который на уровне тульского горизонта составляет 1°30', т. е. 26 м/км. Результаты этого построения показали, что до образования регионального наклона на описываемой площади и в нижнем карбоне существовала антиклинальная складка северо-западного простирания (рис. 102, II).
Для освещения тектонического строения терригенных девонских отложений по методу схождения составлена структурная карта по кровле пласта Д2-V живетского яруса. При этом использовались структурная карта по кровле тульского горизонта, построенная с помощью карты схождения, и карта мощности отло-жепий от кровли тульского горизонта до кровли пласта Д2-V. Результаты этих построений изображены на рис. 102, III.
Неравномерное расположение скважин и недостаточное их количество не позволили осветить строение терригенного девона в центральной части площади. Однако установлено главное — существование здесь антиклинального поднятия в терригенном девоне (рис. 102, III). Согласно структурной карте на западе площади кровля пласта Д2-V имеет северо-западное простирание и наклонена на запад под углом около 2°20'. На востоке кровля Д2-V наклонена на северо-восток под углом 1°30' и, следовательно, вкрест простирания по этому пласту устанавливается антиклинальный перегиб. На юго-востоке изогипсы кровли иласта Д2-V замыкаются, образуя юго-восточную периклиналь девонского поднятия. Отсутствуют только данные о северо-западном погружении оси складки, но его существование не вызывает сомнений.
Дело в том, что на всех разведанных структурах этого региона углы падения слоев в тер-ригенном девоне превышают углы падения в карбоне, что является следствием их копсе-диментацнонного развития. Поэтому при углах регионального наклона 1°—1°30' структурные ловушки часто исчезают в карбоне, но сохраняются в террн-генном девопе.
Хорошее совпадение в плане положения свода по батскому ярусу и палеосводов но верейскому и тульскому горизонтам косвенно подтверждает надежность выполненных построений (см. рис. 102). Расположение этих сводов в зоне наиболее высокого положения кровли пласта Д2-V подтверждает вывод о существовании девонского поднятия.
Знание закономерностей изменения мощностей отложений в пределах древних локальных поднятий позволяет в ряде случаев правильно оценить результаты бурения поисковых скважин и обоснованно выбрать направление дальнейшей разведки. Конседиментационные структуры характеризуются закономерным сокращением мощности отдельных комплексов отложений по направлению от крыльев к древним сводам локальных поднятий. В результате такого распределения мощности разрезы скважин, расположенных в различных частях локальных структур (свод, крылья), отличаются друг от друга. Это отличие и может быть использовано для определения направления дальнейших поисков нефти и газа, если нет достоверных данных о строении глубоких горизонтов на разведываемой площади.
В процессе разведки девонских отложений на Сусловском поднятии в пределах предполагавшегося к юго-востоку погружения складки была заложена скв. 6. Как выяснилось, после окончания ее бурения и испытания, верхняя часть пласта Д2-V живетского яруса в ней нефтеносна. Оказалось также, что скв. 6 расположена по пласту Д2-V гипсометрически на 16 м ниже скв. 4, в которой живетские отложения непродуктивны. Чем же объяснить получение нефти в скв. 6, если три скважины, пробуренные на Сусловском поднятии в лучших структурных условиях, не обнаружили в живетских отложениях нефти и газа, и как определить направление дальнейшего бурения для оконтуривания вскрытой залежи?
Сопоставление разрезов скв. 4 и 6 позволило установить, что мощность живетских отложений от подошвы пласта Д2-IV до поверхности древнего размыва в скв. 6 на 13 м меньше, чем в скв. 4 (рис. 103). В случае же расположения скв. 6 на одном поднятии со скв. 4, ниже по падению, мощность сохранившихся от размыва живетских отложений в скв. 6 должна быть значительно больше, так как для древних конседиментационных поднятий характерно увеличение мощностей на крыльях и погружениях. Отсюда можно сделать вывод, что скв. 6 расположена на крыле нового, ранее неизвестного, древнего поднятия. Заложенная для проверки этого вывода скв. 17 дала мощный газовый фонтан из пласта Д2-V живетского яруса и подтвердила существование нового Восточно-Сусловского поднятия.
Описанный пример показывает, что в ряде случаев использование установленных в регионе закономерностей в распределении мощностей отложений на сводах и крыльях локальных структур позволяет открывать новые месторождения без предварительной подготовки сейсморазведкой или структурным бурением.
Для правильной интерпретации результатов профильного бурения закономерное сокращение мощностей отдельных комплексов в направлении к сводам древних поднятий имеет большое значение. При большом удалении друг от друга профильных скважин, секущих предполагаемые линейные дислокации вкрест простирания, на основании только гипсометрического положения вскрытых ими опорных горизонтов не всегда удается установить, что скважина располагается на новой линейной дислокации. Если же обратить внимание на соотношение мощностей отдельных комплексов отложений, синхронных эпохам структуроформирующих движений, в разрезах соседних, скважин, можно установить, какая из них располагается в пределах новой приподнятой зоны. Дальнейшая задача состоит в том, чтобы убедиться в существовании этой зоны и в современном тектоническом плане.
Примечания
1. Фаменский и франский ярусы до кровли кыновских отложений.
2. Палеотектонический анализ позволяет считать, что залежи в живетских отложениях существовали уже в верхнедевонскую эпоху.
3. Наличие этого сброса подтверждается также отсутствием взаимодействия скв. 11 и 15, эксплуатирующих пласт Д2-IVа.