Геологическое обоснование формирования пород-коллекторов в пределах Югомашевского нефтяного месторождения

Изучение истории развития территории необходимо для прогноза выявления новых залежей и территориального распространения коллекторов.

В особенности сложность карбонатных резервуаров требует детального понимания и изучения их геологического строения, связанного с условиями осадконакопления и постседиментационными преобразованиями. Региональные тектонические движения в период девон-карбон послужили причиной образования месторождений нефти и газа на территории Башкортостана, в том числе Югмашевского нефтяного месторождения.

Югомашевское месторождение было открыто в 1954 г. Промышленно нефтеносными являются отложения среднего карбона (каширский, верейский горизонты, башкирский ярус), терригенные отложения нижнего карбона (тульский, бобриковско-радаевский горизонты), карбонатные отложения турнейского, фаменского ярусов верхнего девона, а также терригенные отложения верхнего (тиманский горизонт) и среднего (пашийский горизонт) девона [1].

Югомашевское месторождение расположено в краевой части Башкирского свода, приуроченного к восточной окраине Волжско-Камской антеклизы – крупнейшей надпорядковой структуре Восточно-Европейской платформы. Месторождение приурочено к Орьебаш-Татышлинской зоне нефтегазоносности, расположенной на северо-западном склоне Башкирского свода, в пределах внешней бортовой зоны Шалымской депрессии.

Строение кристаллического фундамента рассматриваемой территории тесно связано с заложением на раннепротерозойском этапе Камско-Бельского авлакогена, который прослеживается в субмеридиональном направлении, отделяя Альметьевский выступ Татарского свода от Красноуфимского выступа Пермско-Башкирского свода.

Впадина выполнена мощной толщей рифейских образований. Рифейские образования в пределах Камско-Бельской впадины имеют моноклинальное строение и выдержанный региональный наклон пород к востоку, в направлении Предуральского прогиба. В этом же направлении увеличивается мощность пород рифея.

В целом рифей-ранневендский период характеризуется как пассивное развитие глубокого морского бассейна с эпизодами рифтонегеза.

Перерыв в осадконакоплении между поздним рифеем и вендом был обусловлен длительным предвендским размывом. В это время платформенная территория испытывала значительные поднятия.

Начиная с байкибашевского времени начинается новая трансгрессия, и область осадконакопления распространяется далеко на запад. Осадки формируются, образовывая платформенный чехол, с равномерно увеличивающимися в сторону Урала толщинами. Структуры типа авлакогенов для этого этапа уже не характерны. Смена авлакогенного геотектонического режима на плитный в вендское время привела к прекращению активного рифейского рифтогенеза и как следствие – к значительному уменьшению амплитуд колебательных движений земной коры и отсутствию разрывной тектоники.

Раннепалеозойский этап развития платформенной части Башкирии характеризовался длительным перерывом в осадконакоплении, наступившем в послевендское время. В течение кембрийского, ордовикского и силурийского периодов большая часть территории представляла собой континентальную равнину, пологую низменную сушу, откуда обломочный материал выносился в область развивающейся Уральской геосинклинали.

Формирование осадочного чехла ознаменовано завершением каледонского этапа развития земной коры и началом герцинского, где начинают накапливаться девонские отложения, залегающие на размытой поверхности рифей-вендских отложений.

Со среднедевонского времени на территории Башкортостана установился мелководный морской бассейн. В течение среднедевонско-нижнефранской эпохи трансгрессия постепенно распространяется с юго-востока на северо-запад [2].

В целом, отложения девона наследуют наиболее общие черты строения нижних структурных этажей. Этап развития этих отложений характеризуется продолжением позднедевонской трансгрессии, неустойчивой береговой линией с отмелями. Источник сноса смещён к северо-западу и находится за рассматриваемой территорией. В отложениях пашийского горизонта выделяются 2 песчано-алевролитовых пласта: нижний – D2ps.3 и верхний – D2ps.1, разделенные между собой глинисто-алевролитовыми прослоями. Пласты сложены преимущественно мелкозернистым песчаником и песчанистым алевролитом. Литофациальная изменчивость обусловлена донными течениями и палеорельефом. Развитие эффективных толщин отложений пашийского горизонта, в основном, связано с конусами выноса, придонными русловыми и вдольбереговыми течениями. На протяжении всего рассматриваемого периода продолжалась трансгрессия, что привело к отдалению источников сноса обломочного материала. Это отразилось на ухудшении коллекторских свойств вверх по разрезу [3].

В тиманском горизонте линзовидное строение тел характеризуется переходными фациями склона палеорельефа – зоной геоморфологического перехода от шельфа к мелководной равнине. В данных отложениях также выделяются 2 песчано-алевролитовых пласта: нижний – D3tm.2 и верхний – D3tm.1. Пласты имеют линзовидное строение и сложены мелкозернистым песчаником и крупнозернистым алевролитом.

В раннем фране во время региональной трансгрессии началось формирование Шалымкого прогиба, который является частью Камско-Кинельской системы системы прогибов. Особая роль при этом отводится широкому развитию верхнефранско-фаменских органогенных построек, сформировавшихся на границе мелководного палеошельфа Башкирского свода и депрессионной зоны Шалымского некомпенсированного прогиба. Месторождение расположено в области южной бортовой части Шалымского прогиба, которые имеют наложенный характер по отношению к структурам нижележащего комплекса. В данной области располагался рифовый шельф, в пределах которого выделен верхнефранско-нижнефаменский барьерный риф [2].

В отложениях фаменского яруса верхнего девона промышленная нефтеносность установлена в карбонатных пластах D3fm1.2, D3fm1.1 нижнефаменского, D3fm2.1 среднефаменского подъярусов. К продуктивным пластам фаменского яруса относятся пачки прослоев трещинно-каверново-поровых известняков нижнего и среднего отделов яруса. Пачки D3fm1.2 D3fm1.1 выделяются в нижнефаменских отложениях до кровли франского яруса.

В турнейский век на территории западной Башкирии продолжал существовать морской бассейн с сильно расчлененным рельефом дна. Пористые прослои известняков выделяются в продуктивный пласт C1t [3].

В конце турнейского периода на платформенной части Волго-Уральской провинции имела место региональная регрессия. Карбонатные шельфовые области были подвергнуты наземной эрозии, в результате чего карстообразование происходило вместе с глубоким врезанием каналов

На рассматриваемой территории бобриковско-радаевский этап осадконакопления был завершающим циклом регрессивного периода развития морского бассейна. На начало этапа произошло его значительное обмеление, увеличился приток песчано-глинистого материала и, соответственно, смена разреза – с карбонатного на терригенный. Территория участка представляла многократно осушаемую прибрежно-морскую равнину. Промышленная нефтеносность была установлена в пластах C1rd-bb радаевско-бобриковского и C1tl.6.3, C1tl.6.1-2, C1tl.5, C1tl.4, C1tl.4.0, C1tl.2 тульского горизонтов. Пласты ТТНК представлены кварцевыми песчаниками, средне-мелкозернистыми, переходящими в крупнозернистый алевролит.

С тульского времени начинается новый этап осадконакопления, сопровождающийся довольно быстрой трансгрессией на всей изучаемой территории. Отложения откладывались в условиях мелководного шельфа. В разрезе выделено несколько циклитов осадкообразования. Вверх по разрезу, от циклита к циклиту, происходит погружение морского дна, источники сноса отдаляются от рассматриваемой площади на северо-запад, соответственно, уменьшается привнос обломочного материала. Основные зоны развития коллекторов каждого циклита приурочены к участкам подводных русел, конусов выноса, зонам вдольбереговых течений. В пределах тульского горизонта выделены пласты C1tl.6.3, C1tl.6.1-2, C1tl.5, C1tl.4, C1tl.4.0, залегающие в средней части ТТНК.

Башкирский век ознаменован трансгрессией со стороны Уральской геосинклинали, в которой шло карбонатное осадконакопление. Отложения башкирского яруса формировались в условиях шельфовой платформы. Нефтегазоносность установлена в карбонатных пластах C2b башкирского яруса, C2vr.4, C2vr.3, C2vr.1 верейского, C2ks.4 каширского горизонтов.

До конца каменноугольного периода в тектоническом режиме развития описываемой территории сохранялась общая тенденция к медленному погружению и накоплению карбонатных отложений. Относительная стабильность тектонической обстановки и выдержанность толщин отложений обусловили почти полную идентичность маркирующих горизонтов средне- и верхнекаменноугольных отложений.

Тектоника вышележащих отложений является унаследованной и по мере продвижения вверх по разрезу наблюдается сглаживание элементов палеорельефа. Структурные формы становятся менее контрастными [2].

Понимание истории развития территории и принадлежность пород к определенным временным разрезам помогает в определение перспектив выявления залежей нефти и газа и прогнозе коллекторских свойств пластов.

1. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана.
2. Мингазова Н.А., Иванов Д.И. Зональный проект поисков и оценки новых залежей нефти и газа на структурах лицензионного участка Югомашевского месторождения.
3. Минкаев В.Н., Шавалиев Г.Ш и др. Комплексный региональный проект поисковых работ на территории РБ.