| К оглавлению журнала | |
|
УДК 551.248:553.98.041 (470.55 /.57) |
© С.С. Коноваленко, 1990 |
Палеотектоническое районирование
- основа прогноза нефтегазоносности Южного УралаС.С. КОНОВАЛЕНКО (ВО ИГнРГИ)
Горноскладчатая область Урала давно привлекает внимание поисковиков как территория с невыясненной, но вероятной нефтегазоносностью. В ее пределах ведутся региональные и поисковые работы, направленные на выяснение глубинного строения и открытие месторождений нефти и газа. На Южном Урале исследования проводятся во всех структурных зонах – от западных предгорий до восточной границы Башкирии
(Южный Урал рассматривается в границах Башкирской АССР), но несмотря на широту охвата территории и длительность их ведения (более четверти века), практических результатов, кроме установления газопроявлений, не получено.Резкой критике подвергается выдвинутая М.А. Камалетдиновым, Ю.В. Казанцевым, Т.Т. Казанцевой в качестве основы поисков концепция шарьяжно-надвигового строения земной коры [1, 3], согласно которой большие перспективы нефтегазоносности связаны с предполагаемым продолжением Восточно-Европейской платформы под мио- и эвгеосинклинальными зонами Урала, представляющими собой гигантский аллохтон. Реализация концепции очень трудоемка и дорогостояща, так как требует предварительной проверки бурением множества очень глубоких (свыше 4,5 км) параметрических скважин.
При различии взглядов на строение Южного Урала и оценок перспектив нефтегазоносности предложенные пути решения проблемы в общем сходны. Не систематические целенаправленные исследования вопросов нефтегазоносности, а проверка правильности той или иной концепции, гипотезы для последующего использования в поисковых целях – такой подход всегда отодвигает на будущее начало планомерных поисков. Сходна и ориентация поисков на платформенные образования, в общем правильная, поскольку с ними в СССР связано большинство, а в Волго-Уральской НГП – все известные месторождения, тогда как нефтегазоносность геосинклинальных и орогенических формаций Урала пока еще проблематична. Однако платформенные образования жестко связаны с платформой (плитой) как геоструктурной областью; ведется поиск фрагментов типичной платформы [4] или ее продолжения в целом “под Уралом” [3], вместо выявления аналогичных с платформенными условий, имеющих значение для образования и сохранения залежей УВ (формации, фации, типы складчатости), которые могут быть не только на платформе.
Как следствие таких представлений и подходов, не меняется методика работ, эффективная для платформы на Урале, несмотря на многократное усложнение условий производства. Недоучет сложности ведет всегда к неопределенным или заведомо отрицательным результатам, подтверждением чему является проведенное в 1985–1987 гг. сейсмопрофилирование в складчатой области (
рис. 1). На помещенном здесь фрагменте сейсмического и геологического разрезов видно, что в левой части рисунка при относительно простом (платформенном и близком к нему) строении сейсмические отражения удовлетворяют поисковым требованиям, тогда как в правой (примерно от пк 53) – отражений практически нет и поиск УВ сейсморазведкой примененной модификации невозможен. Такое качество отражений наблюдается на всей остальной восточной части профиля протяженностью более 150 км.Таким образом, по нашему мнению, в основе не выясненной к настоящему времени картины перспектив нефтегазоносности Южного Урала лежат причины методологического и методического характера. А указанные расхождения в трактовке строения Урала в результате интерпретации геологических материалов с крайних позиций (мобилистских и фиксистских) лишь затрудняли принятие нужных решений по комплексному, планомерному, целенаправленному исследованию региона.
Полученные в последние десятилетия новые данные по геологии Урала, появление новых тектонических концепций и общий прогресс в развитии теоретической базы тектоники позволяет подойти к решению проблемы с иных позиций и наметить пути дальнейших исследований без большого риска неоправданных затрат.
Для Урала установлены не только зональность по латерали, но и цикличность развития во времени – в рифее, венде и фанерозое, обусловленная многократной сменой тектонических режимов: рифтогенного, геосинклинального, орогенического, платформенного. Поэтому выделение перспективных на поиски нефти и газа территорий и комплексов целесообразнее путем палеотектонического анализа.
Задача наша облегчается наличием тектонических карт с подробными объяснительными записками. И, если карта А.И. Олли и В.А. Романова (1959 г.) была первой систематизацией тектонического строения Башкирии, то последняя тектоническая карта Урала [5] составлена с учетом ныне успешно развивающейся тектонической концепции континентальной окраины.
Согласно представлениям авторов этой карты в рифее, венде и палеозое часть Южного Урала, расположенная западнее Главного Уральского разлома, являлась материковой окраиной на континентальной и переходной коре, т. е. была представлена шельфом и континентальным склоном. Структуры на океанической коре в докембрии в пределах Южного Урала не формировались, а в палеозое их образование отмечалось в Магнитогорском прогибе. Поскольку кора эволюционировала, то в разрезе происходила смена комплексов пород, что очень важно для понимания условий нефтегазонакопления и сохранения залежей УВ.
Опираясь на эти данные и анализируя фактическое развитие формаций, типы складчатости, можно провести районирование Южного Урала для нефтегазопоисковых целей (
рис. 2.).Зоны шельфа.
Как в докембрии, так и в палеозое шельф материковой окраины простирался на запад, охватывая в современном структурном плане восточную часть Русской плиты, Предуральский прогиб, часть западного склона Южного Урала до Зюраткульского разлома.На платформе рифейские и вендские толщи залегают под палеозойскими, будучи погруженными на несколько километров, а в складчатом Урале они выведены на поверхность в Башкирском, Уралтауском антиклинориях и более мелких положительных структурах. В обоих случаях их разрез сложен различными формациями, но набор последних на Урале шире. Имеется определенное сходство разрезов рифея на платформе и Урале. Внизу залегают несущие признаки рифтогенеза отложения прикамской свиты и низов бурзянской серии, выше разрезы постепенно приобретают платформенный облик, нарушаемый иногда тектонической активизацией. В венде на Урале появляются образования, близкие к молассовой формации с характерным обломочным материалом, свидетельствующим о наступлении орогенного этапа.
С.Н. Иванов [2] отрицает геосинклинальное происхождение рифейских толщ Урала, считая, что они формировались в условиях континентальной платформы. Имеются данные о едином для Урала и Восточно-Европейской платформы бассейне осадконакопления и сносе обломочного материала с запада (А.И. Олли, В.А. Романов, 1959 г.).
Палеозойские комплексы шельфа характеризуются платформенным обликом, в них присутствуют рифовые, биогермные и другие известняки и доломиты, кварцевые песчаники с признаками прибрежно-морского и континентального генезиса. Разрезы их на Урале и на Русской плите ничем не отличаются. Возраст указанных отложений в основном ордовикско-каменноугольный, а деформации их возникли лишь в поздней перми – триасе. Единственным отличием от строения типичной платформы является наличие альпинотипной складчатости, которую раньше относили к геосинклинальному типу, а в связи с этим и сама зона рассматривалась как геосинклинальная (миогеосинклинальная), т. е. противопоставлялась платформе с вытекающими отсюда выводами по нефтегазоносности. Исследованиями последних десятилетий показано, что даже при некотором различии в истолковании складчатости авторами, таковая геосинклинальной не является. Это или постседимен-тационная орогеническая (эпиплатформенная), или эпейрогеническая (С. С. Шульц, 1969 г.), или складчатость, обусловленная движениями покровов в их фронтальной зоне [3]. Следовательно, указанное противопоставление этой части шельфа шельфу, приходящемуся на современную платформу, неправомерно.
Наличие такой складчатости не снижает, а напротив, увеличивает перспективы нефтегазоносности, так как высокая контрастность складок обеспечивает формирование крупных ловушек нефти и газа. Что касается наличия коллекторов и покрышек, то они являются общими для всего бассейна осадконакопления и, таким образом, зона развития типичных платформенных формаций палеозоя Урала хотя и дислоцированных, но не метаморфизованных или метаморфизованных слабо, имеет все условия для нахождения в ее пределах промышленных скоплений УВ-сырья и должна быть включена в сферу поисковых работ на нефть и газ.
В современном структурном плане зона шельфа палеозойской материковой окраины представлена двумя крупными структурными элементами: зоной краевой линейной складчатости и западной частью Зилаирского синклинория, различающихся не только морфологией складок, но и условиями залегания потенциально продуктивных толщ, требующих разных методических поисковых приемов. Поэтому здесь выделяются две перспективных в нефтегазоносном отношении зоны (см. рис. 2).
1. Краевая зона линейной складчатости была выделена А. И. Олли и В. А. Романовым в 1959 г. и принимается здесь в границах уточненной ими схемы. Зона вытянута узкой полосой вдоль Пред-уральского краевого прогиба. На севере включает в себя Уфимский амфитеатр. Характеризуется развитием четких антиклинальных и синклинальных складок в породах палеозойского и в верхних горизонтах рифейского структурных ярусов. Орографически выражена передовыми хребтами западного склона Урала.
Принципиальным подтверждением нефтегазоносности данной зоны является открытие в 70-х годах на Среднем Урале Ветосского нефтегазового и Сурсайского газоконденсатного месторождений. Установление на Южном Урале в пределах этой же зоны многих нефте- и газопроявлений указывает на возможность открытия месторождений и здесь.
Объектами поисков должны быть антиклинальные складки в терригенных и карбонатных породах, верхнедевонские и турнейские рифы. Возможны ловушки, связанные с надвигами, особенно в Уфимском амфитеатре, где надвиги в палеозойских отложениях доказаны бурением.
Для этой зоны не требуется разработки новых методов и методик поисков, поскольку приемы, используемые на платформе, будут эффективны и здесь.
2. Зона западной части Зилаирского синклинория отличается от предыдущей тем, что те же перспективно нефтегазоносные формации палеошельфа перекрыты мощной флишоидной толщей зилаирской свиты фамена-турне, что значительно усложняет ведение поисковых работ, особенно геофизическими методами, требует совершенствования сейсморазведки путем проведения опытно-методических исследований в конкретных условиях синклинория
.Восточная граница зоны окончательно не установлена. Положение ее может быть уточнено при широтном сейсмическом профилировании, что позволит ограничить перспективную на нефть или газ территорию (зону) Зилаирского синклинория. Таким же способом, очевидно, будет решен вопрос о величине надвигов в западной краевой части синклинория.
При работе в этой зоне, так же как и в краевой зоне линейной складчатости, следует ориентироваться на терригенные и карбонатные формации и фации, выявление тектонических поднятий и рифогенных структур. Необходимо также иметь в виду, что где-то в этой зоне древнего шельфа могут быть прослежены краевые конседиментационные поднятия, унаследованные с додевона к югу от Башкирского мегантиклинория. С точки зрения перспектив нефтегазоносности необходимо оценить развитые в северо-западной части синклинория на границе с Башкирским мегантиклинорием барьерные рифы девонского возраста.
Что касается других палеозойских формаций и всех образований рифея и венда, нефтегазоносность которых пока неизвестна, то правильней говорить о большей или меньшей вероятности нахождения в них скоплений УВ.
Шельф докембрийской материковой окраины в современном структурном плане представлен несколькими антиклинориями и синклинориями Башкирского мегантиклинория, усложненными вторичной складчатостью и дизъюнктивными нарушениями. Складки часто имеют альпинотипный вид. Наличие пород-коллекторов и пород-покрышек подтверждается данными бурения глубокой (5,1 км) параметрической скв. 1 Кулгунинской.
Поскольку нефтегазоносность рифейско-вендских отложений не только на Урале, но и на платформе еще только предполагается, может быть целесообразнее проблему нефтегазоносности позднего кембрия начать решать здесь, в рассматриваемой зоне Южного Урала, где эти отложения более доступны для изучения, чем на платформе, обратив в первую очередь внимание на платформенные формации верхнего и среднего рифея.
Зоны континентального склона. Континентальный склон палеозойской материковой окраины занимает узкую полосу восточного борта Зилаирского синклинория, а докембрийской окраины – все пространство между Зюраткульским и Главным Уральским разломами. В его пределах развиты формации переходного к геосинклинальному типу с более сильной степенью метаморфизации и значительной долей магматических пород. Причем метаморфизм заметно усиливается с “удревнением” рифейских толщ на Тараташско-Саткинском и Уралтауском антиклинориях.
Палеозойские отложения (от ордовика до визе) представлены граувакковым флишем, кремнисто-глинисто-сланцевой, кремнисто-кварцевой и алеврито-сланцевой формациями с плохими коллекторскими свойствами пород.
В структурном отношении зона включает восточный борт Башкирского антиклинория и Зилаирского синклинория и Уралтауский антиклинорий с четкой восточной и не совсем ясной (по палеозою) западной границами. Крупные структурные элементы осложнены дополнительными складками и разрывными нарушениями.
Данных о нефтегазоносности как рифейских, так и палеозойских формаций не имеется. Известны лишь некоторые газопроявления, но они установлены по всему Южному Уралу. Поэтому переходная зона может быть лишь объектом тематического изучения с целью определения возможностей нефтеобразования и накопления, наличия коллекторов и покрышек.
Океаническая зона (эвгеосинклиналъ). К востоку от Главного Уральского разлома весьма сложно развивалась эвгеосинклиналь на океанической коре с образованием к концу палеозоя коры континентального типа, что отчетливо прослеживается в пределах Магнитогорского мегасинклинория. Здесь выделены два структурных яруса. Нижний, кембрийско-нижнедевонский, геосинклинального типа сложен почти нацело магматическими и пирокластическими о0разованиями, среди которых осадочные породы занимают очень небольшое место. Все породы этого яруса интенсивно дислоцированы и заметно метаморфизованы. Верхний, среднедевонско-среднекаменноугольный, сложен как эффузивными, так и осадочными образованиями в виде известняков, песчаников, кремнистых сланцев, яшм, глинисто-кремнистых пород. Формирование этого яруса проходило также в геосинклинальном режиме развития восточного склона. И только в верхневизейское и намюрское время, когда эффузивная деятельность прекратилась почти полностью и в обширном мелководном бассейне накапливались преимущественно чистые карбонатные осадки, режим развития сменился на орогенический, а позднее (в мезозое) – на платформенный.
Как видим, в Магнитогорском мегасинклинории с развитием геосинклинали происходит смена формаций в направлении от главного разлома к осевой части прогиба в обратной последовательности: с запада на восток и снизу вверх от геосинклинальных формаций к субплатформенным.
В пределах рассматриваемой зоны известны отдельные газопроявления. Высокая насыщенность разреза магматогенными образованиями, высокая метаморфизация большей части слагающих зону пород, по-видимому, не дают основания надеяться на большие перспективы обнаружения УВ, особенно нефти, хотя вопрос нефтегазоносности собственно геосинклинальных формаций не изучен. В пределах Кизильской структурно-фациальной зоны мегасинклинория развиты очень близкие к платформенным образованиям – известняки, в том числе рифогенного типа (зона
IV). Среди них геофизическими методами выделены крупные погребенные поднятия – предположительно рифовые массивы размерами 5–15x2–5 км высотой 500– 2000 м. Проверка хотя бы одного из указанных предполагаемых массивов на нефтегазоносность после тщательной подготовки локальных форм сейсморазведкой МОГТ крайне желательна, так как это позволило бы получить совершенно новый материал по проблеме нефтегазоносности эпигео-синклинальных орогенических областей и формаций.Что касается других структурных зон мегасинклинория, сложенных типичными эвгеосинклинальными породами, выделенными нами в зону
V с маловероятной степенью нефтегазоносности, то в их пределах целесообразно лишь проведение тематических работ.В заключение хотелось бы подчеркнуть следующее. Для планомерного решения проблемы нефтегазоносности Южного Урала проведено районирование территории с выделением зон перспективных и с неясными перспективами, а последние разделены по степени вероятности нахождения нефтегазоскоплений. При современном состоянии общегеологической изученности Башкирского Урала ГРР должны проводиться повсеместно, но с соблюдением этапности геологоразведочного процесса, т. е. если в зоне
I намечаются детальные геолого-поисковые и поисково-разведочные работы, во II и в VI – опытно-методические геофизические для повышения эффективности применения сейсморазведки, то в остальных зонах в то же время – лишь тематические научно-исследовательские для обоснования перехода к более трудоемким и дорогостоящим работам.При таком подходе к решению проблемы нефтегазоносности Южного Урала основные затраты на ГРР предполагаются в перспективных зонах, где и должны окупиться приростом запасов УВ-сырья, а небольшие затраты в других зонах направляются на обоснование будущего разворота работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
A paleotectonic analysis of the evolution of the South Urals in late Precambrian and Paleozoic allows us to conduct their zonation according to the degree of prospectivity of oil and gas exploration in different zones and complexes, as well as to choose the shortest way of solving the problem in terms of cover of exploration expenditures.
Рис. 1. Сейсмический и геологический разрезы западного склона Южного Урала по материалам Башнефтегеофизики (а) и Башкиргеологии (б):
1
– терригенно-карбонатные породы палеозоя; 2 – ашинская терригенная толща венда; толщи верхнего рифея: 3 – миньярская карбонатная, 4 – инзерская песчано-алевролитовая, 5 – катавская карбонатная 6 – зильмердакская песчано-алевролитовая толща среднего рифея: 7 – авзянская карбонатно-сланцевая, 8 – зигазино-комаровская песчано-алевролитовая, 9 – зигальгинская песчано-конгломератовая, 10 – юшинская сланцевая толща нижнего рифея; 11– зоны тектонических нарушений и направление предполагаемого сдвига. Кулг – Кулгунинская скважина, надвиги: Тн – Ташлинский, Ан – Алатауский, Зн – Зильмердакский, ПсУ – Передовые складки Урала, Бм – Башкирский мегантиклинорийРис. 2. Схема палеотектонического районирования и перспектив нефтегазоносности Южного Урала.
Формации шельфа палеозойской материковой окраины:
1 – платформенные терригенные, карбонатные, включая рифогенные силура – нижней перми, 2 то же, нижнего палеозоя (ордовика), 3 – то же, под флишоидной толщей зилаирской свиты (D3fm – C1t1), 4 – окраинных шельфовых лагун и барьерных рифов (S2 – D2); 5 – формации континентального склона – осадочные и вулканогенные (миогеосинклинальные) переходного типа (О – С) формации океанической зоны (эвгеосинклиналь): б – эффузивно-осадочная (S1 – С2), 7 – преимущественно осадочная (карбонатная) субплатформенная (С1 – С2); 8 – формация шельфа позднекембрийской материковой окраины – преимущественно платформенные терригенные формации (R2-3) и орогенные (V); 9 – формации континентального склона; магматические породы; 10 – кислые, 11 – ультраосновные; разломы: 12 – Главный Уральский, 13 – Зюраткульский. Зоны, перспективные на нефть или газ: I – краевой линейной складчатости, II – западной части Зилаирского синклинория; III – восточный борт Зилаирского синклинория, IV – Кизильский синклинорий, V – Западно-Магнитогорская; зоны с неясными перспективами в рифейских и вендских отложениях. VI – западная Башкирского мегантиклинория, VII – восточная Башкирского мегантиклинория и антиклинория Уралтау