Особенности вещественного состава и условий формирования отложений верейского горизонта на стыке северной части башкирского свода и Бымско-Кунгурской впадины
научный журнал «Актуальные исследования» #9 (12), май '20

Особенности вещественного состава и условий формирования отложений верейского горизонта на стыке северной части башкирского свода и Бымско-Кунгурской впадины

Статья посвящена изучению верейских отложений на перспективной нефтегазоносной территории северной части Республики Башкортостан и их литолого-петрографическому анализу с целью восстановления обстановки осадконакопления. Проанализированы работы исследователей, ранее занимавшихся данным вопросом, приведены статистические данные об изученности и о фактическом керновом материале. Было проведено детальное изучение кернового материала, в результате чего выделено 11 литотипов и составлена схема их площадного распространения. Полученные в результате региональных работ выводы помогли сформировать концептуальную модель отложений верейского горизонта на данной территории, которая будет применена в дальнейшем для постановки геологоразведочных работ и в планировании разработки.

Аннотация статьи
керн
шлифы
литолого-петрографическая характеристика
вещественный состав
постседиментационные грабенообразные прогибы (ПГП)
скважина
сейсморазведочные работы
верейский горизонт
карбонатный рамп
фациально-структурные карты
литотипы
Ключевые слова

На сегодняшний день в пределах Республики Башкортостан на 30 месторождениях, приуроченных к различным тектоническим районам, установлена промышленная нефтегазоносность верейского горизонта. Выделены мелкие «островные» участки развития коллекторов, которые в основном повторяют зоны распространения башкирского яруса, за исключением территории северного склона Башкирского свода и Благовещенской впадины. Ранее в верейских отложениях исследователями было выделено шесть зон нефтегазонакопления: 1) Арлано-Югомашевская; 2) Таймурзинская; 3) Искринская; 4) Каюмовско-Биавашско-Метелинская; 5) Гордеевская; 6) Саратовско (Подгорновско)-Беркутовская [2]. Исследуемая территория расположена на севере РБ, на стыке северной части Башкирского свода и Бымско-Кунгурской впадины, и включает в себя Каюмовско-Биавашско-Метелинскую зону нефтегазонакопления. Здесь было проведено 8 сейсморазведочных работ МОГТ-3д, МОГТ-2д (изученность неравномерная, средняя плотность составляет 1 пог км/км2), пробурено 1819 мелких структурных и поисково-разведочных скважин. По результатам сейсмики выделено 128 структур с большой вариабельностью по площади, которые требуют более детального, всестороннего изучения комплексом геологоразведочных работ с дальнейшей перспективой открытия залежей верейского горизонта.

Тектонические особенности региона

В северной части Башкирского свода и в пределах южного окончания Бымско-Кунгурской впадины выделен комплекс постседиментационных грабенообразных прогибов (ПГП), которые веерообразно простираются с северо-запада на юго-восток. Они образовались в постверейское время над зонами древних глубинных разломов, в палеозойском осадочном чехле ими затронуты толщи от терригенного девона до верейского горизонта, выше которого система ПГП выполаживается. Минимальная амплитуда и максимальная ширина их прослеживаются в верейских отложениях [2] Такая тектоническая обстановка повлияла на формирование путей миграции нефти, на образование ловушек, систем оперяющих трещин и разломов как проводящих, так и экранирующих. ПГП разделили этот участок на тектонические блоки, что целесообразно учитывать при подборе геологоразведочных мероприятий и при разработке. Стоит также отметить, что в верейское время на месте ПГП были развиты палеорусла, по которым происходил привнос терригенного материала с севера. Таким образом, формировались терригенно-карбонатные разности, с прослоями аргиллитов, редко песчаников. 

Литолого-петрографическая характеристика

Для получения представлений о вещественном составе пород изучаемой территории были проанализированы архивные описания керна по пятнадцати скважинам из интервалов, соответствующих верейскому горизонту, а также проведены описания керна по трем новым скважинам. В результате проведенных работ была сформирована база фактического материала, включающая в себя петрографическое описание 117 шлифов и описание кернового материала 18 скважин (69 метров).

Керн служит основным материалом для изучения геологического строения разреза скважины, является главным прямым источником и носителем информации о свойствах горных пород, обеспечивая визуальное и непосредственное их изучение. Он используется для определения относительного и абсолютного возраста, вещественного состава, петрографических, физических, физико-химических и других характеристик горных пород на всех стадиях геологоразведочного и нефтепромыслового процесса [1].

Точная диагностика горных пород является важнейшим элементом любого геологического исследования. Она в значительной мере основана на анализе их физиографических особенностей, включающих состав и структурно-текстурные соотношения минералов и стекловатых или тонкодисперсных компонентов горных пород. Диагностика проводится при наблюдении пород под микроскопом. Для микроскопического описания образцы керна отбирают по результатам макроописания пород, выбирают наиболее характерные, отражающие основные закономерности изменения литологии пород по разрезу. Для наблюдений в проходящем и поляризованном свете из горных пород изготавливают шлифы [4].

По составу, структурно-текстурному признаку было выделено 11 литотипов (рисунок 1), семь из которых – известняки с различными структурами по классификации Данхема, два – доломиты, а также аргиллиты и терригенно-карбонатные породы. При выделении литотипов также уделялось внимание изучению особенностей пустотного пространства пород.

Рис. 1. Литотипы, выделенные на изучаемой территории

После выделения литотипов была составлена схема их площадного распространения (рисунок 2) для выделения закономерностей отложений по латерали и дальнейшего восстановления обстановки осадконакопления. Литотипы маркированы различными цветами, которых отображены в условных обозначениях, распределение каждого из них в конкретной скважине и наличие фактического кернового материала указано рядом.

Рис. 2. Схема распределения литотипов на изучаемой площади

Фациальные реконструкции

Для карбонатообразования характерны следующие фациальные обстановки: карбонатные платформы (в том числе изолированные), рифы (барьерные, атоллы, пиннаклы), карбонатные рампы. Рассмотрим каждую из них в отдельности применительно к отложениям территории для проведения корректной фациальной реконструкции верейских отложений на исследуемом участке.

Одной из литологических особенностей изученного кернового материала является отсутствие карбонатных построек, рифов, водорослевых матов – известняков со структурой баундстоун, что указывает на отсутствие благоприятных условий для их формирования, развития и жизнедеятельности. Таким образом, можно сразу исключить из вышеуказанного перечня карбонатных обстановок осадконакопления рифовые комплексы.

Рассмотрим особенности фациальной обстановки карбонатной платформы. В ней по латерали элементы последовательно сменяют друг друга, каждому из них присущи собственные диагностические признаки. Прибрежная зона или себха характеризуется развитием сульфатно-галоидных эвапоритовых отложений. Следующий элемент – лагуна, расположенная до бровки шельфа, то есть замкнутая зона, либо с наличием приливных каналов, по которым может поступать грейнстоуновый материал. Тем не менее, здесь отсутствует достаточное количество питательных веществ для комфортной жизнедеятельности организмов. Та часть окаймленного шельфа, которая наиболее близка к бровке шельфа, маркируется наличием оолитовых известковых песчаников (со структурой грейнстоун). Рифовые барьерные постройки маркируют барьерную зону между бассейном и береговой линией в случае наличия окаймленного шельфа, располагаются на бровке и прибрежном мелководье, состоят из каркасообразующих организмов. Далее на склоне в отложениях можно отметить серии Боума – ритмичные чередования прослоев с увеличением размерности фракций сверху вниз, с экзотическими глыбами (олистостромами). Бассейновые, более глубоководные отложения включают в себя тонкослоистые известняками со структурами вакстоун, мадстоун, нередко окремнелые, известковые аргиллиты, переслаивающиеся с мергелями, глинами. 

При проведении анализа керна верейского горизонта скважин изучаемой территории ряд вышеперечисленных особенностей элементов обстановки карбонатной платформы найден не был, а именно эвапориты себхи, оолитовые известняки, рифовые постройки (баундстоуны), отложения с прослеживающимися сериями Боума, олистостромы. Также стоит отметить, что в отличие от данной модели в изученных отложениях повсеместно распространена богатая биота. Таким образом, можно сделать вывод о том, что проанализированные отложения не относятся к фациальной обстановке карбонатной платформы с окаймленным шельфом.

Для изолированных карбонатных платформ характерно наличие антецедентной (приподнятой блоковой) поверхности, например, приподнятый тектонический блок, потухший вулкан, которые должны были попасть в фотическую зону для развития рифового тела. Тыловая часть и склон претерпевают оползневые процессы, поэтому могут быть маркированы по наличию ооидов, грейнстоунов. Такой набор признаков не соответствует изучаемым отложениям, поэтому модель изолированной карбонатной платформы так же не является подходящей.

Еще одна фациальная обстановка – карбонатный рамп.

Структуре карбонатного рампа присущ постепенный уклон в сторону бассейна, по своей сути он является одной из разновидностей карбонатных платформ, но без ярко выраженного барьерного рифа, маркирующего переход прибрежной зоны в бассейн. Выделяются три зоны: внутренний, средний и внешний рампы.

Наиболее интересной (в качестве потенциального коллектора) зоной является внутренний рамп – приливно-отливная зона, без лагуны; либо прибрежное мелководье с морфологически выраженным барьером, тыловой лагуной, приливной зоной, приливной дельтой; либо мелководье, состоящее из покрова линейных карбонатных прибрежных гряд и разделяющих их депрессий. Если зона подвержена приливно-отливным событиям, то в приливных каналах возможно накопление грейнстоунов в виде линейных тел.

Средний рамп сложен известняками пелоидными или биокластовыми со структурами вакстоун, пакстоун.

Отложения внешнего рампа, наиболее удаленной от берега зоны, в основном представлены известняками биокластовыми и пелоидными со структурой вакстоун с микритовым матриксом, тонкослоистыми мадстоунами, а также редкими «экзотическими» отложениями – штормовыми темпеститами в форме линз, сложенными известняками со структурой грейнстоун. Разберём модель карбонатного рампа относительно изучаемой территории.

Изучаемый участок имеет общий тренд постепенного наклона дна седиментационного бассейна в сторону востока. Согласно фациально-структурной карте Башкирии 1989 года по верейскому горизонту [3], на территории господствовал режим относительно глубоководной части шельфа, что подтверждается в керне: отсутствием эвапоритовых отложений себхи и тыловой лагуны; отсутствием песчаного и минимальным количеством алевритового материала в отложениях – в этой, наиболее удаленной от берега, части рампа низкоэнергетическая обстановка; преобладанием известняков со структурами вакстоун, развитыми повсеместно, с появлением структур мадстоун на востоке (что также указывает на погружение дна в сторону востока); редким появлением грейнстоунов в виде линз – штормовые темпеститы.

Подводя итог, можно сделать вывод о приуроченности верейских отложений данной территории к внешнему рампу (рисунок 3), наклоненному на восток, с невысокой динамикой среды осадконакопления (ниже базиса волнового воздействия), широким, не подавленным жизнедеятельностью рифов, разнообразием организмов и с редкими штормовыми прослоями и линзами.

Рис. 3. Схема строения, обстановки и фации рампов (Moore, 2002) [5] с прикреплеными фотографиями изученного керна соответствующих литотипов

Текст статьи
  1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. – М.: Недра, 1981. – С. 30–35.
  2. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. – Уфа; БашНИПИнефть, 2015. – 704 с.: ил.
  3. Лозин Е.В., Масагутов Р.Х., Юнусов М.А., Тюрихин А.М. Строение и эволюция осадочного чехла платформенной Башкирии в связи с закономерностями размещения залежей нефти и газа. – Уфа; БашНИПИнефть, 1989. – 339 с.
  4. Недоливко Н.М. Исследование керна нефтегазовых скважин: учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. – 170 с.
  5. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология карбонатных резервуаров углеводородов: учеб. пособие. – Уфа: Мир печати, 2014. – 300 с.
Список литературы
Ведется прием статей
Прием материалов
c 17 октября по 31 октября
Остался 1 день до окончания
Препринт статьи — после оплаты
Справка о публикации
сразу после оплаты
Размещение электронной версии
04 ноября
Загрузка в elibrary
04 ноября
Рассылка печатных экземпляров
06 ноября