Восточно-Оренбургский выступ в палеозойских отложениях представляет собой структурный нос, воздымающийся с юга на север, от Соль-Илецкого к Татарскому своду. В девонских и каменноугольных отложениях он не осложнен замкнутыми антиклинальными формами и имеет хорошо выраженный осевой перегиб, к западу и востоку от которого слои залегают практически моноклинально. На западной моноклинали слои имеют север-северо-восточное воздымание, на восточной – север-северо-западное.

Основные разведанные запасы нефти этого района связаны с терригенными девонскими отложениями, в которых открыто 22 месторождения нефти, представленные 41 залежью в пластах Д₀ – 15 залежей и Д_I – 8, Д_III – 14 и Д_V – 4 залежи. При этом только в 3–5 случаях с различной степенью достоверности можно констатировать наличие слабо выраженных антиклинальных ловушек. Для всех прочих залежей нефти, приуроченных к моноклинальному воздыманию слоев, характер ловушек остается неясным, что ведет к удорожанию и снижению эффективности поисково-разведочных работ в районе.

Родниковское месторождение нефти Восточно-Оренбургского района связано с продуктивным пластом Д_III ардатовских слоев, моноклинально воздымающихся к северу (рис. 1, III). Поисково-разведочным бурением показано, что нефтеносная часть пласта Д_III по восстанию слоев сменяется водоносной без каких-либо значительных структурных или литологических изменений (см. рис. 1). В практике поисково-разведочных работ в качестве рабочих гипотез условно принято, что между продуктивными скважинами 1 Шарлыкской, 186, 175, 185 и др. Зобовскими и расположенными к северу от них и выше гипсометрически водоносными скв. 190, 195, 180, 182 и др. находится либо зона литологического замещения коллекторов пласта Д_III, либо разлом (И.А. Денцкевич и др., 1979), либо линейно вытянутая эрозионная структура предардатовского времени заложения. Однако эти гипотезы недостаточно учитывают особенности седиментации пласта Д_III.

Выполненный анализ данных бурения 20 поисково-разведочных скважин позволяет рассматривать пласт Д_III месторождения как сложно построенное геологическое тело, состоящее из шести линзовидных слоев или линз (снизу вверх): а – f (рис. 2).

Слой а – наиболее древний в продуктивном пласте, залегает в центральной части месторождения (скв. 174, 183, 185) на воробьевском горизонте и представляет собой линзу субширотного простирания, сложенную песчаниками в разной степени глинистыми, с прослоями глинистых алевролитов. Нефтенасыщение пород (таблица) развито лишь в центральной части (скв. 174, 175) линзы.

Слой b полностью перекрывает слой а и развит значительно шире, также образуя линзу песчаников с прослоями алевролитов. Он выклинивается к западу, северу и востоку между скв. 20 и 53, 189 и 190, 17 и 82 и т. д. Нефтенасыщение пород этого слоя (линзы) определяют контуры Родниковского месторождения. В южном направлении слой выходит за пределы последнего.

Слой с залегает на слое b двумя линзами в районе скв. 189, 175, 176, 177, 197 и представлен глинистыми песчаниками с прослоями алевролитов. Восточная линза имеет продолжение на юг месторождения, северная – совпадает с выклиниванием слоя b. Нефтенасыщение развито по всей площади слоя.

Слой d также имеет форму линзы. Он получает сплошное развитие в северном, западном и восточном направлениях, при отсутствии в центральной и южной частях месторождения (скв. 189, 175, 185). Таким образом, области выклинивания слоев b, с и d совпадают, но слои b, с выклиниваются к северу, слой d – к югу. Последний перекрывает нефтенасыщенные линзы b и c, стратиграфически выклинивающиеся в северном направлении, за границей их выклинивания залегает непосредственно на верхневоробьевских глинах. В области выклинивания подстилающих нефтенасыщенных пород и несколько севернее слой d представлен непроницаемыми сильно глинистыми алевролитами с маломощными прослоями глин. Стратиграфическое сочленение двух разновозрастных непроницаемых толщ – слоя d и верхневоробьевских глин – обусловливает стратиграфическую ловушку Родниковского месторождения. По мере удаления от области выклинивания линз b, с мощность слоя d увеличивается до 3,9 м (скв. 180) и в нем появляются проницаемые разности пород (скв. 8 Романовская, 180, 182, 184 Зобовские). Максимальная суммарная мощность коллекторов слоя достигает 2,3 м. Коллекторы водонасыщены.

Слой е представлен непроницаемыми глинами, перекрывает линзообразные слои b, с, d и развит повсеместно за пределами месторождения. На месторождении он отсутствует на двух участках (скв. 189, 191 и 175), соответствующих максимальным суммарным мощностям нефтенасыщенных песчаных линз а, b, с. От этих “окон” мощность слоя увеличивается во всех направлениях, достигая 6,8 м (скв. 53, Романовская). Он служит хорошей покрышкой и совместно со слоем d образует стратиграфическую ловушку пласта Д_III.

Слой f, имея максимальную мощность 2,7 м, развит аналогично слою е с той лишь разницей, что область его отсутствия представляет собой единое поле на той же территории. Стратиграфическое выклинивание слоя в северном направлении от скв. 183, 188 образует с вышележащими непроницаемыми известняками стратиграфическую ловушку для залежи нефти.

Таким образом, ардатовская залежь нефти Романовского месторождения почти полностью контролируется линзовыми слоями а, b, с продуктивного пласта Д_III, которые, стратиграфически выклиниваясь во всех направлениях, образуют геологическое тело, заключенное между непроницаемыми отложениями воробьевского и ардатовского возраста. Их фронтальные части, обращенные на север, в сторону открытого бассейна, массивны и выклиниваются круто, тыловые – полого, расщепляясь на прослои (рис. 2, I). Суммарная вскрытая мощность линз а, b, с на месторождении достигает 11,6 м (скв. 177).

Слои d, е, f продуктивного пласта Д_III, сложенные преимущественно непроницаемыми породами, развиты широко за пределами месторождения, перекрывают нефтенасыщенное песчанистое тело, облекая его, и совместно с ардатовскими известняками образует над ним покрышку. Сочленяясь с подстилающими воробьевскими отложениями, эти слои обусловливают ловушку стратиграфического типа.

Продуктивный пласт Д_III за пределами Родниковского месторождения представлен только тремя верхними слоями со средней суммарной мощностью 6 м, в пределах месторождения – всеми шестью слоями со средней суммарной мощностью 11 м и максимальной 13,8 м (скв. 177). Современное соотношение мощностей пласта Д_III в пределах месторождения и вне его сложилось, вероятно, не только вследствие различий седиментации, но и под воздействием постседиментационного уплотнения осадков; глинистые осадки, развитые преимущественно за пределами месторождения, уплотнились.

Образованию песчаных линз а, b, с Родниковского месторождения предшествовал предардатовский региональный размыв воробьевских отложений, сопровождавший тектоническое воздымание Восточно-Оренбургского структурного выступа, в процессе которого произошло расчленение территории на тектонические блоки: на опущенных тектонических блоках воробьевские отложения сохранились полностью или в значительной степени, на поднятых были размыты. Чем выше была поднята территория, тем на большую стратиграфическую глубину были смыты воробьевские отложения.

Разрушению подверглись преимущественно верхневоробьевские глины, лежащие на плотных известняках, устойчивых к размыву. Благодаря эффекту “бронирующего слоя” продолжавшие подниматься участки становились геоморфологически выраженными палеоподнятиями. Они явились тектоническими цоколями намывных песчаных массивов типа “банок” или прибрежных баров, представленных слоями а, b, с. Подобные намывные тела обнаружены на Ратчинской, Воздвиженской, Зобовской, Врезовской, Новородниковской, Олимпийской, Утяевской, Богдановской, Пушкинской и других структурах. Месторождения нефти, связанные с подобными образованиями пласта Д_III, установлены на Ратчинской (Родниковское месторождение), Воздвиженской (Романовское), Богдановской, Утяевской, Зобовской, Врезовской и Олимпийской структурах.

Исключение составляют Нетьевская, Новониколаевская и Пушкинская структуры, в пределах которых мощность пласта Д_III разко увеличена, а залежи нефти отсутствуют. Однако оно не опровергает общую закономерность. На Нетьевской структуре продуктивный пласт Д_III, хотя и достигает 10,2 м, представлен слоями d, e, f, сложенными непроницаемыми породами. Слои а, b, с здесь отсутствуют. На Новониколаевской структуре хорошо развитые слои а, b, с не имеют структурного перегиба или стратиграфического выклинивания на севере и представляют собой единое целое с нефтенасыщенными слоями Родниковского месторождения, хотя расположены ниже ВНК.

Таким образом, увеличение мощности продуктивного пласта Д_III, обусловленное наличием преимущественно песчаных образований, является следствием региональных седиментационных процессов и поэтому может служить хорошим поисковым критерием месторождений нефти родниковского типа для всего Восточно-Оренбургского нефтегеологического района, а, возможно, и шире. Все неопоискованные участки локального увеличения мощностей продуктивного пласта Д_III заслуживают внимания и глубокого изучения.

По данным палеогеологической карты предардатовской поверхности рассматриваемой территории (рис. 1, I) нами выделены субмеридиональная и субширотная пересекающиеся тектонические зоны, расчленяющие территорию на северо-западный, северо-восточный, юго-западный и юго-восточный блоки.

Субмеридиональная тектоническая зона отождествляется с погребенным надар-тинской толщей разломом сбросового типа с опущенным западным крылом по следующим признакам (А –А на рис. 1, I)

3. С зоной предполагаемого разлома шириной 0,5–1 км связан резкий градиент мощностей различных стратиграфических толщ: для толщи от кровли заволжского до кровли мендымского горизонтов градиент возрастает с 4 до 30 м/км. На поднятом крыле предполагаемого разлома развиты намывные песчаные тела пласта Д_III, вмещающие Врезовское, Родниковское месторождения и другие (см. рис. 1, II); увеличены мощности верхнекыновского известняка до 18 – 25 м (против 5 – 10 м – на опущенном крыле); верхневоробьевские глины размыты полностью на значительных территориях.

Субширотная тектоническая зона выражена приразломным палеопрогибом доардатовских отложений. В палеопрогибе от раннеардатовского размыва наиболее сохранились верхневоробьевские глины (Б – Б на рис. 1, I). На бортах палеопрогиба сформировались намывные песчаные тела, вмещающие залежи нефти Зобовского, Романовского, Врезовского, Родниковского, Олимпийского, Утяевского месторождений.

Вышесказанное позволяет предположить, что скопления нефти в пласте Д_III Восточно-Оренбургского структурного выступа контролируются, в конечном итоге, тектонически активными зонами, генетически связанными с крупными разломами. Наиболее крупное из них – Родниковское приурочено к их пересечению.

3. Наиболее перспективны участки локального увеличения мощностей продуктивного пласта Д_III, приуроченные к палеоотмелям. Обычно мощность пласта Д_III на месторождениях превышает таковую за пределами последних в 1,5–2 раза. Увеличенные мощности пласта, за редким исключением, обусловлены присутствием в нижней его части песчаных линз а, b, с.

На основе изложенных поисковых критериев намечено несколько участков, перспективных для поисков залежей нефти в продуктивном пласте Д_III Восточно-Оренбургского структурного выступа (рис. 1). По общим структурно-тектоническим и данным бурения он имеет увеличенную за счет слоев а, b, с мощность и геологическое строение, аналогичное Родниковскому месторождению.

Рис. 1. Геологическое строение продуктивного пласта Д_III Родниковского месторождения

I – карта поверхности эродированных отложений воробьев-ского горизонта (в изолиниях – мощность верхневоробьевских глин, м), II – карта мощности продуктивного пласта Д_III, III – структурная карта пласта Д_III (на Родниковском месторождении указаны номера пробуренных скважин) 1 – участки предардатовского размыва известняков воробьевского горизонта, 2 – элементы региональных разломов, предполагаемых по данным бурения, 3 – границы стратиграфического выклинивания пород, а – установленные, б – предполагаемые, 4 – залежи нефти, установленные в продуктивном пласте Д_III, 5 – участки развития нефтеносных слоев а, b, с пласта Д_III, перспективные для поисков залежей нефти, 6 – ВНК, 7 – скважины, вскрывшие продуктивный пласт Д_III

Рис. 2. Геологические профили и схема корреляции разреза продуктивного пласта Д_III

I – геологические профили через скважины месторождения, II – схемы корреляции разрезов пласта Д_III, вскрытых скважинами по линиям геологических профилей: 1 – стратиграфические границы слоев, 2 – литологические границы, 3 – поверхности размыва, 4 – коллектор а – водонасыщенный, б – нефтенасыщенный, 5 – индексы слоев, слагающих пласт, 6 – кривые НГК, 7 – кривые ГК.