Оцінка перспектив нафтогазоносності південної частини Бєлгородської області

Фролов А.П., к.г.-м.н.

ФГУП ВІОГЕМ, Бєлгород, Росія

Викладено результати виконаного автором літолого-фаціальні і структурно-морфологічного аналізу осадового чохла на зчленуванні Воронезької антеклізи та Дніпровсько-Донецької западини. На основі отриманих результатів дан прогноз нафтогазоносності вивченої території. Виділено три перспективні ділянки - Грайворонський, Муромський і Белянський.

Актуальність тематики визначається географічною близькістю відкритих на території України родовищ (70-80 км). Тому виявлення родовищ нафти і газу в Бєлгородської області і на їх основі створення власної бази вуглеводневих (УВ) ресурсів представляє безперечний практичний інтерес.

За прогнозами українських геологів-нафтовиків на півночі Харківської області нерозвідані ресурси газу оцінюються в 800 млрд. куб На цій же території - Північний борт Дніпровсько-Донецької западини (ДДЗ) крім вже розвіданих родовищ сейсмічними роботами виявлено більше 40 перспективних для пошуків нафти і газу геологічних структур.

На рис.1 відображено розподіл нерозвіданих ресурсів УВ у стратиграфічних розрізі ДДЗ і докембрійських фундаменті. Цю інформацію з сусіднього регіону слід вважати основною і оптимістичною, тому що на стратиграфічний діапазон розглянутій території (від ніжневізейского под'яруса до московського ярусу) формально припадає понад 75% потенційних ресурсів у ДДВ.

Питання про нафтогазоносності осадового чохла південних околиць Бєлгородської області був актуальний ще в 60-і роки минулого сторіччя. Цю проблему намагалися вирішити в Грайворонського районі, де за даними сейсмічних робіт методами МОВ і КМПВ була встановлена флексура. Буріння запланованої там свердловини так і не відбулося

Роботи проведені в південно-західній частині Бєлгородської області в зоні зчленування південно-західного схилу Воронезької антеклізи та Дніпровсько-Донецької западини з метою виявлення геологічних передумов для оцінки перспектив нафтогазоносності. Завдання вирішувалися виходячи з існуючих теоретичних передумов наявності на території скупчень вуглеводнів. За основу взято загальновизнана у світі осадочно-міграційна теорія походження нафти. Названа теорія базується на трьох основних постулатах: генерація, міграція і акумуляція (консервація) вуглеводнів.

Генерація має на увазі наявність певної концентрації розсіяного органічної речовини (РОВ) в осадових гірських породах і проходження цими породами відповідних термобаричних умов за тривалий період часу (а саме, визначеної стадії метакатагенеза - МК2). Цілком зрозуміло, що на даній території в зв'язку з новизною поставленого завдання дослідження з такої тематики не проводилися. З певною часткою умовності можна стверджувати, що відповідно з названою теорією нефтегенерірующіе товщі в ДДВ знаходяться на глибинах більше 2-х км (і це при наявності комплексу інших сприятливих умов, у т.ч.геотерміческіх - понад 1400!). Хоча відомі інші приклади, так в Калінінградській області промислові поклади нафти у відкладеннях кембрію сформувалися за рахунок власних джерел на глибинах близько 1200 м при палеотемпературах не вище 800С.

З позицій осадочно-міграційної теорії походження нафти вивчені геологічні, геофізичні та гідрогеологічні матеріали.

Освіти осадового чохла залягають у вигляді монокліналі, яка з різким кутовим і стратиграфічні незгодою перекриває кристалічний фундамент. Розташовуючись на південно-західному схилі Воронезької антеклізи (ВА), вона полого занурюється в бік ДДЗ і в своєму розвитку тісно пов'язана з останньою.

осадовий чохол представлений відкладами кам'яновугільної, пермської, тріасової, юрської, крейдяний, палеогенової, неогенової і четвертинної систем. Потужність чохла в південно-західному напрямку зростає від 450 до 1400 м.

Кам'яновугільна система представлена теригенно-карбонатної товщею відкладів нижнього і середнього відділів. Сумарна потужність їх від 100-200 м на північному сході, до 1000 м на південно-заході. З кутовим незгодою вони перекривається глинистими породами юрського віку підошва яких умовно приймається як великий потенційний регіональний екран-ізолятор для мігруючих УВ.

Відкладення, перекривають тут кристалічний фундамент, до категорії нефтематерінскіх НЕ потрапляють хоча б через незначну їх заглибленості. Таким чином, серйозно можна розглядати лише фактори сприятливі для міграції УВ з південного заходу і подальшою їх акумуляції. Отже, з позицій осадочно-міграційної теорії мова може йти тільки про вторинні покладах УВ, і пошуковий інтерес слід зосередити на виявленні можливих шляхів міграції флюїдів та виявленні потенційних пасток.

Незважаючи на тривалу історичну дискусійного питання генезису покладів в кристалічному субстраті необхідно рахуватися з фактом наявності скупчень УВ в розущільнення породах фундаменту поблизу району робіт (Хухрянская, Юліївська і ін площі). Відомі численні приклади зі світової нафтової практики, свідчать про наявність покладів в геологічній ситуації схожої з нашою. Найближчий аналог - це група з 9 невеликих родовищ в корі вивітрювання фундаменту в центральному Техасі (США). Тут докембрійський фундамент, складений тріщинуватих кварцитами, залягає на глибині 500-800 м і на його поверхні виділяється широка смуга еродованих останцов висотою 30-170 м. На схилах останцов виклініваются відкладення кембрію і ордовик, а зверху ці товщі і вершини останцов незгодне перекриваються єдиним комплексом пенсільванською свити. Таким чином об'єктами пошуків повинні бути високопіднятою і порушені розломами блоки фундаменту в межах великих платформних структур типу Воронезької антеклізи. Відсутність загальноприйнятих методик посилюється вкрай суперечливими даними по колекторським властивостям порід, що складають докембрійські ложі і латеритні кору, що покриває його. Тому при роботі було рішення, не заглиблюючись у теоретичні розробки обмежитися констатацією наявного матеріалу по фундаменті з позицій, прикладного значення для пошукових цілей. Це в першу чергу: а) ємнісне-фільтраційні властивості (плотностние по геофізиці); б) виявлення зон концентрації тектонічних порушень, як потенційних шляхів міграції УВ; в) вивчення рельєфу покрівлі субстрату для прогнозування антиклінальними пасток (у т.ч. успадкованих осадковим чехлом).

Вихідний матеріал збирався і аналізувався за трьома основними напрямками: дані буріння, гідрогеологічні спостереження та геофізична інформація. Виконувалася також інтерпретація дистанційної основи і атмолітогеохіміческое профільне випробування.

Був створений банк даних стратиграфічних розбивок свердловин з високою детальністю розчленування палеозойських відкладень. На цій інформаційній базі виконувалися літолого-фаціальні і структурні побудови. Проведена кореляція кам'яновугільних відкладень району з такими на прилеглій території України. Зроблений аналіз цих матеріалів на предмет принципових відмінностей і подібності. Найбільш істотною на цій стадії є спроба протрассіровать і пов'язати в геологічних профілях північно-східного напрямку картину можливої латеральної і вертикальної міграції. Ці матеріали в комплекті з геологічної картою домезозойскіх відкладень і картою ізопахіт карбону стали основою всіх наступних побудов.

Детальна літолого-фаціальні картина по кожному з горизонтів виглядає достатосно строкато, тому целесообразнеее вдатися до певної генералізації враховуючи значну територію (10 тис.кв.км) і початкову стадію робіт.

Для комплексного прогнозу умовно виділено по структурним, фаціальні та іншим геологічним особливостям (умовам седіментагенеза) чотири перспективних об'єкту пошуків, які близькі до прийнятих в ДДВ продуктивним комплексам::

1) Породи кристалічного фундаменту і кори вивітрювання. Явно самостійний пошуковий об'єкт за генетичною ознакою.

2) Відкладення Бобриковського, тульського, Алексинського та Михайлівського горизонтів нижнього карбону. На сході території до них додаються турнейскіе відкладення. Комплекс характеризується майже ідеальним успадкуванням структурних форм фундаменту і крайньої неоднорідністю складу. Саме тут зазначено Максимальна кількість проявів бітумінозного. Відклади характеризуються ділянками розмиву і присутністю делювіальних кластогенних фацій.

3) Відкладення веневского, тарусского, стешевского і протвінского горизонтів нижнього карбону. Для комплексу характерні переважно карбонатний спектр відкладень і досить спокійна тектонічна обстановка - полога монокліналь.

4) Освіти середнього відділу кам'яновугільної системи - башкирського і московського ярусів. Характеризується наявністю теригенних фацій і безпосередньо зрізається регіональним юрських глинистим екраном. Є тільки в прикордонних з Україною районах, що само по собі збільшує його перспективи.

Кожен з комплексів оцінювався за трьома основними параметрами: 1) як потенційний колектор; 2) відкритості до можливих шляхів міграції УВ; 3) наявності можливих пасток.

Дилема «Колектор-неколлектор» вирішувалася з позицій очікуваного його типу. У карбонатних різницям можливий переважно кавернозний його характер. Зразки керна Серпуховського віку підтверджують це. Однак, через вкрай нерівномірного системи незначних порожнеч, особливих надій на цей інтервал розрізу (комплекс 3) покладати не варто.

Більше првлекательнимі виглядають Теригенні різниці 2-го і 4-го комплексів. Кластогенний характер відкладень 2-го комплексу говорить про можливу наявність тут колекторів порового, тріщин і шорсткого типів. Розподіл ємностей тут нерівномірне і контролюється палеообстановкой того часу.

Среднекаменноугольний комплекс (4-й) вельми перспективний на колектора порового типу, так як містить значну кількість піщанистого різниць. Однак залягає достатньо високо за розрізу, що знижує шанси на його продуктивність.

Для оцінки відкритості до можливих шляхів міграції УВ і можливих типів пасток був зроблено структурно-морфологічний аналіз. По кожному з горизонтів відбудовувався комплект з трьох карт, а саме: гіпсометрія покрівлі, тренд покрівлі та карта залишків тренда. Потім розраховуються коефіцієнт кореляції між відмітками покрівлі горизонту по свердловинах і поверхнею тренда в свердловинах. При значенні коефіцієнта кореляції більше 0,8 карта залишків тренда вважалася коректною.

Істотні складності викликає питання наявності екрану над виявленими структурами. Якщо для 4-го і, частково для 3-го комплексів його роль грають юрські глини, то з 1-м і 2-м комплексами питання значно важче. Області розвантаження відкладень Серпуховського, башкирського і московського ярусів квартира під юрських глинистим екраном достатньо впевнено в регіональному плані.

Ставлення до карбонатною товща 3-го комплексу двояке. Слід допускати можливу екранує функцію цих порід.

Найбільші проблеми викликає оцінка 1-го і 2-го комплексів. Задача оцінки кори, як незалежного пошукового об'єкта вимагає проведення спеціалізованих робіт. Результати літолого-фаціальні і структурно-морфологічного аналізу зводяться до наступного:

1. Найбільш перспективними в нафтогазоносній відношенні є відкладення 2-го (об'єднаного разом з 1-м) і 4-го комплексів;

2. Пастки в породах Візейська віку та кристалічного фундаменту (з корою вивітрювання) за наявності карбонатної екрану 3-го комплексу імовірно структурного і антиклінальними типу, заповнені з південного заходу;

3. Перспективи третього комплексу, ймовірно, низькі через однорідної його карбонатних і спокійного моноклінального залягання;

4. Среднекаменноугольний комплекс (башкирський і московський яруси) високоперспектівен завдяки своєму теригенними складу, хорошого екрану і може містити антиклінальними і стратиграфічні пастки виклинювання (рис.2) на значній території південного заходу Бєлгородської області.

Гідрогеологічні дані залучалися насамперед як непрямих пошукових критеріїв на нафту і газ (хімізм підземних вод), а також для оцінки колекторських властивостей порід за даними відкачок зі свердловин. Особливий інтерес представляли зони утрудненого водообміну. Гідрохімічні показники, як правило, мають регіональні коливання і їх не варто занадто оптимістично оцінювати в традиційному пошуковому сенсі. З числа загальних гідрогеологічних умов артезіанських басейнів, сприятливими щодо нафтогазоносності є віддаленість від областей інфільтрації, заглибленість водоносних горизонтів, хороша їх закритість, малі градієнти напорів. Особливо слід відзначити в числі сприятливих показників віджимною режим водонапірних систем, який сприяє первинної міграції розсіяних вуглеводнів із глинистих нефтематерінскіх порід в колектори. Серед палеогідрогеологіческіх умов сприятливим показником є збереження седіментогенних або стародавніх інфільтрогенних вод. У цих випадках є велика впевненість, що поклади нафти і газу збереглися від руйнування. На розглянутій території у водоносних горизонтах палеозою та фундаменту перераховані показники виявлені в основному в південно-західній частині.

Важкі гомологи метану у складі водорастворенного газу, особливо пропан і бутан, потрапляє у воду з нафти і широко поширені лише у водах нафтоносних районів. Для областей, де відсутні нафтогазоносні відкладення, водорозчинні гази представлені майже без остачі азотом, а газосодержаніе вод рідко перевищує 100см3/л. Відсутність же кисню у складі водорастворенних газів вважається сприятливою ознакою, так як за наявності кисню вуглеводні руйнуються, переходячи на вуглекислий газ і воду. На що вивчається території визначення складу водорозчинного газу проводилися в свердловинах, які бурилися для пошуків мінеральних вод (скв. 921Г м.Білгород, скв. 1028 п.Маслова Пристань).

Головними мінеральними солями, розчиненими в хлор-кальцієвих водах., є: хлористий натрій, хлориди кальцію і магнію. Сумарним показником є вміст іонів хлору. У хлор-кальцієвих водах значення коефіцієнта rNa/rCl повинно бути менше одиниці, а ставлення rCl - rNa/rMg, більше одиниці. Такі умови спостерігаються на півдні-південно-заході території, де глибина залягання ніжнекаменноугольной товщі перевищує 600-700 м і виділяється зона хлоридних натрієвих вод. Солоність цих вод досягає 26,7 г/л.

Серед перерахованих інформативних гідрогеологічних показників нафтогазоносності на розглянутій території мають місце наступні: незначний вміст або відсутність у підземних водах сульфатів; хлоридні, натрієво-кальцієвий і гідрокарбонатних натрієвих тип вод; підвищений вміст гідрокарбонатів в хлоридних водах; підвищена мінералізація; висока концентрація амонію, йоду, брому, бору; віддалене розташування перспективних площ від областей інфільтраційного харчування; розташування перспективних пластів в межах нижніх гідродинамічних зон, потужність яких дуже значна; високий ступінь гідрогеологічної закритості надр; невеликі гідравлічні ухили.

Побудована серія карт розподілу цих показників. Найбільш перспективними є ділянки в районі скв. № 10В п.Муром, в районі скв. № № 1028, 1111Г п. Маслова Пристань і південно-західна частина території Білгородської області.

Залучення матеріалів геофізичних досліджень дозволяє розглянути територію робіт у складі єдиної глибинної фізико-геологічної моделі всього регіону нафтогазоносної провінції та її найближчого обрамлення, а також обгрунтовується можливостями геофізичних методів у вирішенні низки конкретних завдань:

1. Картирование зон підвищеної проникності вдокембрійських кристалічному фундаменті і осадовому чохлі, сприятливих для міграції УВ.

2. Картирование структурно-тектонічних і петрофізіческіх контактів різних геологічних утворень, екранують шляхи міграції УВ і сприяють їх акумуляції в структурно-тектонічних і літологічних пастках осадового чохла і докембрію.

3. Виявлення сприятливих структур у складі потенційно продуктивної товщі карбону.

Специфіка геологічної будови досліджуваної території в в істотному, переважній вплив кристалічного фундаменту на геофізичні поля.

На досвіді освоєння інших нафтогазоносних басейнів (НГБ) встановлено, що в горизонтах осадового чохла над виступами фундаменту можуть формуватися зони розущільнення і великі вторинні пастки. Багато хто родовища над виступами кристалічного підстави простежуються по всьому розрізу від покрівлі докембрію до верхніх горизонтів осадового чохла. У фундаменті нефтегазонасишеннимі можуть бути не тільки кора вивітрювання, а й глибші інтервали. Фактичні дані свідчать про те, що серед кристалічних порід гранітоїди найбільш здатні до текстурованим перетворень і формування вторинних ємнісних властивостей. Воронежская антекліза в числі інших піднятих платформних структур перспективна на пошуки родовищ УВ в породах кристалічного фундаменту з тріщинуватих типом колекторів. У цьому аспекті важливе значення набуває вивчення поверхні кристалічного підстави (сейсмо-, електророзвідки). Квартира гранітоїди методом гравірозвідки досить впевнено.

За матеріалами вивчення родовищ ДДЗ ясно, що багато родовищ є багатоповерховими, утворюючи поклади як в породах осадового чохла, так і кристалічного підстави. Фундамент перспективний там же, де і осадовий чохол, і навпаки, так що картування сприятливих зон в докембрії підвищує перспективи фанерозойських товщі.

Результати інтерпретації геофізичної основи зводяться до наступного:

-- основними каналами міграції УВ з півдня на північ є дві регіональні тектоно-магматичні зони гранітізаціі, Дискордантні простиранню ДДВ. Це, перш за все, Західно-Білгородська зона гранітізаціі, приурочена до потужної Бєлгородсько-Брянської розломно зоні і однойменним мантійних валу, що є ортогональної гілкою мантійних діапіра ДДВ. Крім регіональних тектоно-магматичних зон розущільнення транспортуванні УВ повинні сприяти і менш масштабні зони гранітізаціі: Суджанська, Вовчанському-Обоянська, циркова зона в ядрі Козьмінські-Большетроіцкого масиву;

-- в якості сприятливих зон для міграції і концентрації УВ, на прикладі "Еталонних" аномалій України, як геофізичний критерій розглядаються позитивні магнітні зони невисокої інтенсивності (