Исследуемая толща пород франско-нижнефаменского возраста не включает пашийский горизонт в связи с отличительными особенностями его строения и достаточно изученными перспективами нефтеносности на юго-востоке Волжско-Камской антеклизы. Толща объединяет терригенно-карбонатные пачки пород с общими характерными чертами геологического строения от кыновского до елецкого горизонта включительно. Перспективными на нефть считались лишь песчано-алевролитовые пласты позднефранско-раннефаменского возраста, где ПГО Оренбурггеология открыты Донецко-Сыртовское, Дачное и Репинское месторождения. Карбонатные слои франского возраста считались практически бесперспективными на поиски нефти, а перспективность нижнефаменских карбонатов [2] при оценке территории в учет не принималась из-за отсутствия промышленных притоков нефти.

Олыпанское месторождение расположено в юго-восточной части Восточно-Оренбургского структурного выступа. Нефтенасыщены два пласта франского яруса, стратиграфически приуроченные к кыновскому и доманиковому горизонтам. Пласт в кыновском горизонте опробован в скв. 300, 303, где фонтанные притоки нефти составили 70–92 м³/сут. Пласт в доманиковом горизонте испытан в скв. 300, где получен приток нефти 27,9 м³/сут при уровнях 485–774 м. Нефть сернистая, смолистая, парафиновая.

Загорское месторождение открыто на востоке Бузулукской впадины. Залежи нефти предположительно приурочены к мендымскому и доманиковому горизонтам. При испытании через эксплуатационную колонну пластов мендымского горизонта в скв. 43, 45 притоки нефти достигали 100 м³/cyт при фонтанировании через 6-миллиметровый штуцер. Нефть малосернистая, парафиновая, тип коллектора порово-каверновый. По промыслово-геофизическим данным открытая пористость составляет 11–15%. Пласт, приуроченный к доманиковому горизонту, испытан в процессе бурения в скв. 49, где получен безводный приток нефти объемом 6,1 м³. Пересчетный дебит составил 154 м³/сут при уровнях 894–1549 м.

Золотовское месторождение расположено в переходном районе от Восточно-Оренбургского структурного выступа к Салмышской впадине. Продуктивны на месторождении пласты фаменского яруса и верхнефранского подъяруса. Притоки нефти дебитом свыше 100 м³/сут при фонтанировании получены в скв. 83, 86, 87. Нефть сернистая, парафиновая, тип коллектора трещинно-каверново-поровый.

Нужно отметить, что стратиграфическая привязка продуктивных пластов весьма условная. Вызвано это сложным геологическим строением толщи и нерасчлененностью ее на горизонты. В большинстве скважин изученный комплекс фауны позволил определить принадлежность продуктивных пластов только к ярусу или подъярусу. Попытка выделения горизонтов в скважинах на Ольшанской площади привела к противоречию: по данным ЮУФ ВНИГНИ, перспективный пласт выделен в доманиковом горизонте раннефранского возраста, а по данным Института геологии Башкирского ф-ла АН СССР,– в мендымском горизонте позднефранского возраста. Поэтому авторы пришли к выводу, что наиболее эффективно применить для выделения, прослеживания и прогнозирования продуктивных пластов в исследуемой толще наряду с общими геологическими исследованиями территории метод циклического анализа.

Для выяснения перспектив нефтеносности толщи проведены следующие исследования: выполнены реконструкции палеогеографической обстановки осадконакопления франского и раннефаменского времени; изучена литофациальная характеристика разреза; выяснено размещение в разрезе и в плане пластов-коллекторов и покрышек (флюидоупоров); исследован генезис ловушек нефти и дан прогноз их размещения.

Франско-нижнефаменские отложения на исследуемой территории развиты неповсеместно. Они отсутствуют в северной части Соль-Илецкого выступа, в Предуральском прогибе, на Кошинском валу и Булатовском выступе, неполные разрезы отмечены во многих скважинах на юге Бузулукской и Салмышской впадин. Многообразный литологический состав пород, широкий диапазон изменения толщин (от 0 до 460 м) свидетельствуют о сложных палеогеографической и фациальной обстановках накопления осадков, об амплитудных кон- и постседиментационных тектонических движениях, приводивших к частым перерывам в осадконакоплении, размывам накопившихся осадков и дифференциации палеорельефа морского дна.

Фациальные условия накопления осадков всецело зависели от палеогеографической обстановки. В мелководных приближенных к суше зонах (зона верхнего шельфа), являющихся источником сноса терригенного материала, накапливались неотсортированные гравийно-глинистые отложения (хлидолиты), которые при удалении от береговой линии замещались песчано-, алевролито-глинистыми и глинистыми разностями. Одновременно с изменением состава слои утончались и выклинивались, оставляя лишь шлейфы повышенной глинистости в зоне карбонатонакопления. Толща терригенных пород имеет ограниченное распространение и названа колганской. Со стороны открытого моря в нее вклиниваются слои карбонатных пород, которые за пределами зоны терригенного осадконакопления составляют единую карбонатную толщу, характерную для шельфовой зоны осадконакопления, с присущей ей зональностью [3]. Здесь прослеживаются зона накопления слоистых карбонатов с развитием одиночных органогенных построек типа биогермов, биостромов (средний шельф) и зона грубомассивных органогенных известняков (нижний шельф), характерных для прибортовых зон некомпенсированных прогибов.

В структурном плане зона грубомассивных известняков представляет прибортовую зону Муханово-Ероховского прогиба, зона слоистых карбонатов приурочена к югу Бузулукской впадины, к востоку Восточно-Оренбургского выступа, к Салмышской. впадине и к северу Южно-Татарского свода. В центральной части Муханово-Ероховского прогиба, где морской бассейн имел значительную глубину, накапливались тонкослоистые известняки и мергели. Как видно, литофациальная характеристика исследуемой толщи типична для всего франско-турнейского комплекса пород Волжско-Камской антеклизы [1].

Оставшаяся территория терригенного и карбонатного осадконакопления исследуемой толщи оценивается как в разной степени перспективная на открытие залежей нефти (рис. 1).

Определено, что центральная зона развития колганской толщи, где проявляются отсортированность и закономерная (ритмичная) последовательность накопления пород-коллекторов (песчаников, алевролитов) и флюидоупоров (глин), высокоперспективна на открытие залежей нефти (рис. 2). Здесь прогнозируется развитие антиклинальных ловушек тектонического и седиментационного генезиса и литологических, связанных с зонами выклинивания коллекторов вверх по восстанию слоев. Антиклинальные ловушки седиментационного генезиса могут быть связаны со структурами облекания органогенных построек, развитых в карбонатных пластах, глубоко вклинивающихся в терригенную толщу со стороны открытого моря, а также с особенностями седиментации терригенных пород. Высокая перспективность пород подтверждается открытием месторождений, где залежи нефти приурочены к терригенным пластам Д_кт-1, Д_кт-2, Д_кт-3 и по типу являются пластово-сводовыми и литологическими.

Изучение толщи в перспективной зоне терригенного осадконакопления показало, что ее можно рассматривать как регоциклит, в котором прослеживаются, как минимум, шесть темциклитов. Трансгрессивная часть (нижняя) регоциклита представлена карбонатным и карбонатно-глинистым разрезом, регрессивная (верхняя) – терригенным с тонкими прослоями известняков. Карбонатные и глинистые слои являются реперами, позволяющими выделять темциклиты, структурно включающие проницаемые пласты и флюидоупоры. Продуктивные пласты Д_кт-1, Д_кт-2, Д_кт-3 приурочены к трем темциклитам регрессивной части. В трансгрессивной части разреза в узкой зоне, приближенной к источнику сноса терригенного материала, возможно, развиты еще два терригенных пласта (Д_кт-4, Д_кт-5), однако перспективность их будет невысокая. В этой части разреза главную роль будут играть карбонатные перспективные пласты (Д_фр-III, Д_фр-IV, Д_фр-V), залегающие под глинистыми флюидоупорными слоями. В терригенных слоях четвертого темциклита, залегающего в подошве регрессивного разреза, проницаемые разности пород отсутствуют. Слои этого темциклита являются хорошим репером, прослеживаемым далеко за пределами зоны терригенного осадконакопления, и обладают флюидоупорными свойствами.

Перспективная территория карбонатного осадконакопления приурочена к литофациальным зонам среднего и верхнего шельфа, для которых характерны слоистость пород, развитие одиночных органогенных построек и клиноформное внедрение глинистых слоев (шлейфы терригенных пород). Аналогично зоне терригенного осадконакопления, здесь также выделяют шесть темциклитов и к каждому из них приурочены проницаемые пласты и покрышки. Перспективные пласты (Д_фIII, Д_фр-I, Д_фр-II, Д_фр-III, Д_фр-IV, Д_фр-V) приурочены к подошвенной и средней частям темциклитов, сложены обломочными органогенными карбонатными породами и характеризуются резкими изменениями толщин. Пластам-коллекторам соответствуют гранулярная, каверновая и трещинная пористости. Наиболее распространены гранулярные и сложные типы коллекторов, включающие все виды или разные комбинации из перечисленных видов пористости. Флюидоупорами (покрышками) в данной зоне являются плотные карбонатные и глинистые слои, составляющие регрессивные части темциклитов. Покрышки, представленные только плотными карбонатами, оцениваются как локальные, а глинистыми и плотными карбонатными слоями – как зональные. Это и положено в основу дифференциации территории по степени перспективности. Высокоперспективной считается территория, где прослеживаются зональные покрышки, а низкоперспективной, где покрышки носят локальный характер. Месторождения Загорское, Ольшанское и Золотовское расположены в высокоперспективной части района.

При изучении геологического строения толщи на перспективной территории авторами обращено внимание на то, что в неполных разрезах Бузулукской и Салмышской впадин чаще отсутствуют трансгрессивные слои темциклитов или полностью темциклиты. Это важно учитывать при корреляции разрезов, особенно в зоне верхнего шельфа, для которой характерны неполные разрезы. Зональные покрышки и особенно глинистые слой четвертого темциклита могут являться отражающими границами при сейсмических исследованиях территорий. Значит, возможно определение перспективных территорий и картирование локальных структурных форм сейсморазведкой по дополнительным отражающим горизонтам.

На рис. 3 показан фрагмент корреляции по ГИС слоев четвертого темциклита в Бузулукской впадине, который содержит продуктивный пласт Д_ФР-III, нефтенасыщенный на Загорском месторождении. Несмотря на большие изменения толщин слоев (от 0 до 189 м), корреляция их довольно уверенная, а значит, оценка перспективности пласта достоверная. Аналогично можно выполнить корреляцию по другим темциклитам и определить перспективность каждого пласта не только качественно, но и количественно.

1. Франско-нижнефаменская толща пород на юго-востоке Волжско-Камской антеклизы перспективна на нефть в пределах южного погружения Бузулукской впадины, на юго-востоке Восточно-Оренбургского выступа и в Салмышской впадине.

2. В зоне карбонатонакопления толща может содержать шесть карбонатных перспективных пластов, в зоне преимущественно терригенного осад-конакопления пять терригенных или три терригенных и два карбонатных. В плане развитие перспективных пластов определяется литофациальной зональностью осадконакопления толщи.

3. Ловушки нефти в перспективном разрезе приурочены к антиклинальным структурам различного генезиса и к литологическим экранным зонам.

4. При сейсморазведочных работах на перспективных территориях необходимо учитывать возможность прослеживания дополнительных отражающих горизонтов. Это будет способствовать повышению точности картирования структур и прогноза перспективности пластов на поисковом этапе.

1. Мирчинк М. Ф; Хачатрян Р. О; Громека В. И. Тектоника и зоны нефтегазонакопления Камско-Кинельской системы прогибов.– М.: Недра.– 1965.– С. 84–108.
2. Постоенко П. П., Моргунов А. П. Продуктивные пласты франско-турнейского комплекса южного погружения Бузулукской впадины и прилегающих структурных, элементов. / В кн.: Нефтегазоносность северо-восточного обрамления Прикаспийской впадины.– ВНИГНИ.– 1988.– С. 93–98.
3. Уилсон Дж. Л. Карбонатные фации в геологической истории.– М.: Недра.– 1980.– С. 38–45.

On the basis of analyzing the paleogeographic environment of deposition, studying lithofacies characteristics, and tracing reservoirs and seals within a section and in plan, it can be concluded that Frasnian-Lower Pammenian strata in the southwestern part of the Volga-Kama anteclise are prospective for oil.

Границы: 1 – надпорядковых структурно-тектонических элементов, 2 – структурно-тектонических элементов I порядка, 3 – внешней прибортовой зоны Муханово-Ероховского прогиба по заволжскому горизонту, 4 – Колганско-Борисовской впадины; 5 – территория, перспективная для поисков залежей УВ; 6 – области полного отсутствия отложений; 7–месторождения (цифры в кружках): 1– Давыдовское, 2 – Загорское, 3 – Ольковское, 4 – Золотовское, 5 – Ольшанское; 8 – линии палеогеологического разреза; А – Волжско-Камскдя антеклиза; Б – Предуральский прогиб; В – Прикаспийская впадина; БВ – Булатовский выступ; КВ – Кошинский вал; I – южный склон Южно-Татарского свода; II – Восточно-Оренбургский выступ; III – Бузулукская впадина; IV – Салмышская впадина; V – Соль-Илецкий выступ

1 – одиночные органогенные постройки; 2 – известняки; 3 – глинистые известняки; 4 – хлидолиты; 5 – аргиллиты; 6 – алевролиты; 7 – песчаники; 8 – номера темциклитов; границы: 9 – территории, перспективной на нефть, 10 – литолого-фациальные

Кривые: 1 – ГК, 2 – НГК, 3 – КС; 4 – границы темциклита; площади: Р – Росташинская, Л – Ливкинская, Ц – Царевская, В – Веселовская