ЮРГПУ(НПИ) ФГГ и НГД Каф. ПГ Практическая работа №2 Газогидрогеохимические критерии нефтегазоносности территории Башкортастана Перспективы нефтегазоносности Юго-восточные районы Восточно-Европейской платформы перспективны в отношении нефтегазоносности, хотя и относятся к «старым» освоенным землям. Но перспективы их, явно не исчерпаны. Они занимают южную и восточную части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и северо-восточную часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В отечественной и зарубежной литературе их относят к мало- или среднеосвоенным землям. Из этих же источников известно, что современная концепция тектоники плит предполагает простую обобщенную классификацию седиментационных бассейнов, согласно которой осадочные бассейны делятся на внутриконтинентальные, конвергентные и дивергентные. Изучаемый регион располагается в пределах внутриконтинентального бассейна седиментации. Внутриконтинентальные или просто континентальные бассейны характеризуются наиболее высокой степенью разведанности. В них содержится 68 % общих мировых запасов углеводородов. Из гигантских месторождений мира примерно 72 % расположены в восточном полушарии, и примерно 28 % — в западном. Преобладание гигантов в восточном полушарии впечатляет еще потому, что разведка в западном полушарии велась более интенсивно. Примерно 1/3 осадочных бассейнов мира приходится на регионы бывшего СССР. 58 % гигантских месторождений располагается в пределах полумесяца, который протягивается от западных границ Алжира через Ближний Восток, южную часть бывшего СССР, через Волго-Уральский регион и Западно-Сибирский бассейн до Полярного Урала. Изучаемая территория тоже попадает в пределы этого полумесяца. Анализ имеющейся на сегодняшний день информации в отечественной и зарубежной литературе по условиям формирования крупных зон нефтегазонакопления и сопоставление этой информации с геологией и изученностью юго-восточных районов Восточно-Европейской платформы приводит автора к выводу, что здесь не только не исчерпаны запасы, а районы эти перспективны в отношении открытия крупных и даже гигантских месторождений газа и газоконденсата. Высокие перспективы в отношении именно этой фазы углеводородов связаны с тем, что в указанных районах освоены только малые глубины. Ромашкинское месторождение на Татарском своде расположено на глубине 1400 м (продуктивны песчаники и алевролиты девона и карбона — С1), Шкаповское — на глубине 1220 м (песчаники — D1 и С1), Арланское — на глубине от 1200 м (аргиллиты, алевролиты и песчаники С1). Карбонатные коллекторы характерны для месторождений рифовой полосы и антиклиналей, сопряженных с надвигами Приуралья. Глубины для рифов — 1200–1600 м, для антиклиналей — 1000 м. Для Оренбургского газоконденсатного месторождения с карбонатными коллекторами характерны глубины от 1200 до 1900 м. Карачаганакский же риф (месторождение газоконденсата) расположен на глубине 4100 м. Вообще же во всем мире газ и газоконденсат добываются с глубин более 5000 м и из карбонатных коллекторов, большая же часть нефти добывается с глубины менее 3500 м и, в основном, из песчаных коллекторов. Уменьшение пористости и проницаемости песчаников с глубиной установлено как в молодых, так и в древних породах. В карбонатах же, относительно несжимаемых породах, с глубиной развивается трещиноватость, и она обеспечивает достаточную емкость коллекторов. Еще известно, что «сухой» газ метан может существовать на глубинах даже более 10 км. Из сказанного следует, что ловушки, сложенные карбонатами, залегающие много глубже известных в этом регионе и расположенные ближе к источникам газообразования, могут, а точнее, должны обладать очень крупными запасами углеводородов. Одним из первых условий формирования месторождений исследователи ставят приуроченность их к перикратонным опусканиям и краевым впадинам платформ, к передовым прогибам и к фронтальным погружениям геосинклиналей. Как известно, в юго-восточных районах представлены все эти тектонические элементы. В связи с ограниченностью объема статьи далее мы только перечислим важные факторы формирования крупных месторождений, останавливаясь подробно лишь на некоторых из них. Важными факторами следует считать большую протяженность бассейна, наличие поверхностей несогласия (размывов) в сочетании с мощным осадочным чехлом (карбонатным), наличие глубинных разломов. Исследователи, изучавшие закономерности расположения сверхгигантских месторождений считают, что характерна их ассоциация с глубинными разломами, выраженными в виде гравитационных ступеней. Такие зоны, считают авторы, испытывали колебательные движения переменного знака, которые проявились на фоне длительного и спокойного опускания бассейна седиментации, что резко повышало мобильность данного участка земной коры, создавая геодинамическую обстановку, исключительно благоприятную для формирования громадных залежей нефти и газа. Действительно, известно по скважинам рифовой полосы Южного Приуралья, что там происходила неоднократная смена рифовых фаций платформенными, что свидетельствует о колебательных движениях на фоне общего длительного погружения. Кроме того, важными факторами формирования крупных месторождений являются высокие палеотемпературы, проявление контрастных неотектонических движений с наиболее молодыми по возрасту ловушками. Относительно последнего фактора было показано в прошлых работах, что Оренбургский вал — тектонически возрожденная структура, заложенная еще в после- ордовикское время. Окончательное его формирование произошло в олигоценовое время и связано с предполтавской фазой альпийского цикла тектогенеза. Доказательством тому служат тектонические формы кунгурской соли, имеющей до этого времени пластовое горизонтальное залегание, а к настоящему времени сформировавшей гребни и валы. Тот факт, что вал сформировался в новейшую эпоху, дает надежду на существование такой же субширотной структуры в пределах Предуральского прогиба, на продолжении Оренбургского вала на восток. Косвенные свидетельства этому явлению есть на сейсмическом материале: выступ кристаллического фундамента на восточном продолжении северной кромки Соль-Илецкого выступа. На наш взгляд подъем северной кромки СольИлецкого выступа произошел не в результате местных вертикальных движений, а в связи с формированием всего Альпийско- Гималайского пояса складчатости. Подъем произошел по всей северной бортовой зоне Прикаспийской впадины, при этом были захвачены и южные районы Предуральского прогиба. Существенными факторами, определяющими возможность формирования крупных скоплений газа на больших глубинах, являются литологический состав и степень дислоцированности газоносных комплексов. В тектонически слабо дислоцированных бассейнах, глубокие горизонты которых сложены карбонатами или карбонатно-эвапоритовыми образованиями (а именно таким является Предуральский прогиб), основные ресурсы газа и газовые гиганты приурочены к глубоким и сверхглубоким частям разреза (Западный Внутренний и Пермский бассейны в США). В таких же по строению бассейнах, но с преимущественно песчано-глинистым составом глубокопогруженных толщ наблюдается противоположная картина: основная газоносность и все гигантские скопления связаны только с приповерхностными горизонтами (Североморский бассейн, Сан-Хуан в США). Это объясняется экранирующей способностью карбонатных и эвапоритовых пород, которая с погружением не ухудшается как у глин. Последние на больших глубинах становятся хрупкими. Еще одним фактором возможного наличия в регионе крупных месторождений является существование больших градиентов газоносных горизонтов. Высокие градиенты по кровле этих отложений свидетельствуют об очень быстрой (в геологическом понимании) смене характера накопления осадков — то есть об очень быстром опускании Предуральского прогиба и севера Прикаспия. Напрашивается вывод, что, наверное, трудно найти еще такой регион, где все факторы формирования крупных месторождений газа и конденсата присутствовали бы в совокупности, как это имеет место в юго-восточных районах Восточно-Европейской платформы. Резюмируя вышесказанное и сопоставляя сведения из литературных источников с геологическими и геофизическими материалами по восточным районам Восточно-Европейской платформы, можно с уверенностью прогнозировать существование крупных газовых и газоконденсатных месторождений на юге Предуральского прогиба и на северо-востоке Прикаспийской синеклизы. Гидрогеологическое районирование На территории Республики Башкортостан в соответствии с принципами структурно-гидрогеологического районирования (рис. 1) выделяются ВолгоУральский сложный артезианский бассейн (АБ), относящийся к системе бассейнов Восточно-Европейской артезианской области (АО), и Уральская гидрогеологическая складчатая область (ГСО). Волго-Уральский бассейн разделяется на Волго-Камский и Предуральский артезианские бассейны второго порядка, отвечающие соответственно юго-восточному склону Русской плиты и Предуральскому краевому прогибу, и Западно-Уральский адартезианский бассейн (ААБ). Рис. 1. Схема гидрогеологического районирования Башкортостана 1 – граница между Волго-Уральским артезианским бассейном и Уральской гидрогеологической складчатой областью; 2 – границы между гидрогеологическими структурами второго и третьего порядка: I – Волго-Камский АБ, II – Предуральский АБ: II1 – Юрюзано-Сылвинский АБ, II2 – Бельский АБ, III – Западно- Уральский ААБ, IV – Уральская гидрогеологическая складчатая область: IV1 – бассейн трещинно-жильных вод Центрально- Уральского поднятия, IV2 – то же, Магнитогорского мегасинкли- нория; 3 – границы между тектоническими структурами Волго- Камского АБ: I1 – ПермскоБашкирский свод, I2 – Татарский свод, I3 – юго-восточный склон Русской плиты, I4 – Бирская и Верхне- Камская впадины По характеру скоплений в Волго-Уральском бассейне выделяются поровые, порово-трещинные, трещинные и трещинно-карстовые классы подземных вод пластового типа. Наиболее широко развиты они в палеозойских отложениях Волго-Камского и Пред-Уральского бассейнов. В верхнепротерозойских (рифейско-вендских) сильно литифицированных, метаморфизованных образованиях этих структур, расположенных в зонах позднего катагенеза и метагенеза (на глубине более 2–3 км), распространены главным образом трещинно-жильные воды зон тектонических нарушений, литогенетической и тектонической трещиноватости. В Западно-Уральском артезианском бассейне, представляющем собой систему линейной складчатости, сложенную карбонатными и терригенными породами карбона и девона, доминируют пластовые трещинно-карстовые и трещинные воды. В гидрогеологических структурах Предуралья с преобладанием пластовых скоплений подземных вод выделяется 10 гидрогеологических комплексов, в каждом из которых заключены воды одного или нескольких классов [Попов, 1985; Абдрахманов, Попов, 1999]. Границами комплексов служат глинистые и галогенный водоупоры (кыновско-доманиковый, визейский, верейский, кунгурский). Среди них наиболее мощным (50– 300 м и более) является кунгурский галогенный водоупор (гипсы, ангидриты, каменная соль), разделяющий чехол на два гидрогеологических этажа, в пределах которых условия формирования подземных вод существенно отличаются. Уральская гидрогеологическая складчатая область в пределах исследуемой территории в геотектоническом отношении представлена Центрально-Уральским поднятием и Тагило-Магнитогорским прогибом (Магнитогорским мегасинклинорием). Водоносность некарбонатных метаморфизованных осадочных и магматических пород определяется исключительно характером и степенью их трещиноватости, которая обычно не подчиняется возрастным границам, часто их пересекает. Выделяются регионально-трещинные воды зоны выветривания и локально-трещинные воды зон тектонических нарушений (разломов). Первые развиты на глубине до 60–100 м, а вторые — до 200– 300 м и более. В качестве водоупоров выступают плотные и массивные разновидности этих же пород. В соответствии с этим в пределах Уральской гидрогеологической складчатой области выделяются регионально-трещинные воды в различных по литологии и возрасту породах: толщах позднего протерозоя Башкирского мегантиклинория, раннего и среднего палеозоя Зилаирского мегасинклинория, позднего протерозоя – раннего палеозоя Уралтауского мегантиклинория, силура – девона Магнитогорского мегасинклинория; кислых, ультраосновных интрузивных образованиях и др. К карбонатным и терригенно-карбонатным отложениям нижнего протерозоя, силура, девона и карбона приурочены водоносные горизонты и комплексы трещинно-карстово-пластового типа. По общности экзогенных ландшафтно-климатических и эндогенных геолого-структурных факторов формирования подземных вод в пределах Уральской ГСО выделяются две гидрогеологические системы трещинножильных вод: Центрально-Уральского поднятия и Магнитогорского мегасинклинория. Фундаментальное свойство подземной гидросферы — существование в ней различных видов гидрогеологической зональности. Под ней понимается закономерность в пространственно-временной организации подземной гидросферы, определенная направленность изменения гидрогеодинамических, гидрогеохимических, гидрогеотермических и гидрогеохронологических параметров. В осадочном чехле Волго-Уральского бассейна выделяются два гидрогеохимических этажа, которые по своему объему в целом соответствуют гидрогеодинамическим этажам (табл. 1). Верхний этаж (300–400 м, редко более) заключает преимущественно инфильтрогенные кислородно-азотные (азотные) воды различного ионно-солевого состава с минерализацией, обычно не превышающей 10–12 г/л (рис. 2). В пределах нижнего этажа залегают высоконапорные главным образом хлоридные рассолы различного происхождения (седиментогенные, инфильтрогенные, смешанные) с концентрацией солей до 250–300 г/л и более. Водорастворенные газы (H2S, CO2, CH4, N2) отвечают восстановительной геохимической среде, обстановкам весьма затрудненного водообмена и квазизастойного режима недр. В пределах этажей по химическому составу и степени минерализации выделяются четыре зоны — гидрокарбонатная, сульфатная, сульфатно-хлоридная и хлоридная, которые в свою очередь подразделяются на ряд подзон. Глубокие части структур Уральской складчатой области, а, следовательно, и их вертикальная гидрогеологическая зональность, практически не изучены. Рис. 2. Гидрогеохимический разрез Башкирского Предуралья 1–7 – химический состав и минерализация подземных вод (г/л): 1 – гидрокарбонатные, реже сульфатно-гидрокарбонатные и хлоридногидрокарбонатные разнообразного катионного состава (до 1), 2 – сульфатные кальциевые (1–3), 3 – сульфатные натриевые и кальциевонатриевые (3–10, редко более), 4 – сульфатно-хлоридные кальциево-натриевые (3–10), 5 – сульфатно- хлоридные кальциево-натриевые и хлоридные натриевые (10–36), 6 – хлоридные натриевые (36–310), 7 – хлоридные кальциево- натриевые и натриево-кальциевые (250–330); 8 – гидрогеохимические границы, 9 – стратиграфические границы; 10 – скважина: цифры слева – минерализация (г/л), справа – содержание иода в опробованном интервале (мг/л), наверху номер скважины и название нефтеразведочной площади; 11 – изолинии содержания брома (г/л), 12 – гидроизотермы Анализ материалов по другим горным сооружениям, как молодым (Кавказ, Копетдаг), так и древнейшим (Украинский, Балтийский щиты и др.), показал, что они не являются гидрогеологически однозональными структурами. Инфильтрационным водообменом в них охвачена только верхняя часть разреза (до 1–2 км), воды которой разгружаются в виде источников. Ниже располагается многокилометровая толща слабопромытых пород, насыщенных хлоридными рассолами талассогенного (морского) облика. Подобная ситуация, судя по всему, характерна и для Урала. Подтверждением этого служат высокометаморфизированные иодо-бромные рассолы (62,8 г/л), вскрытые на глубине свыше 3 км в каменноугольных отложениях Магнитогорского мегасинклинория (Уральская площадь). Восходящая разгрузка глубинных хлоридных вод известна и в Башкирском мегантиклинории (Ассинские минеральные источники). Работу выполнил: Студент ФГГ и НГД 5-2а Симонов Н.С. Работу принял: Проф. каф. ПГ Мохов А.В.
