Оценка перспектив нефтегазоносности Московской синеклизы на генетической основе

Исследования, проводимые кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ в Московской синеклизе с 1968 г., были посвящены выявлению геологических условий нефтегазоносности вендских и палеозойских отложений с позиций учения о формировании нефтегазоносных бассейнов (НГБ), вертикальной зональности распределения углеводородов (УВ) в осадочном бассейне и главной фазы нефтеобразования (ГФН). При этом в основу был положен историко-геолого-геохимический метод (ИГГИ), впервые разработанный для Московской синеклизы. Метод предусматривал установление истории нефтеобразования, формирования зон возможного нефтегазонакопления, проведение нефтегеологического районирования на генетической основе.

Центральная, наиболее погруженная часть Московской синеклизы, выделенная в качестве Среднерусского бассейна, ограничена на севере склоном Балтийского щита, на западе и юго-западе - Мазовецко-Белорусской и Воронежской антеклизами, на юге и юго-востоке - Токмовским, Котельничским и Сысольским сводами Волго-Уральской антеклизы, на северо-востоке - Сухонской седловиной, отделяющей бассейн от Мезенской впадины.

Среднерусский бассейн имеет протяженность около 1000 км при ширине в 500 км, а его площадь составляет 400 тыс.км2. Он сложен толщей верхнего протерозоя, палеозоя и мезозоя-кайнозоя, имеющих мощность в центральной части 3-5 км, а на бортах 1,5 км. Бассейн имеет неоднородное строение. В западной части бассейна выделяется крупный Нелидовский свод (рис. 1). В пределах авлакогена додевонские отложения сравнительно сложно дислоцированы. Для них характерна глыбово-разрывная тектоника, а для вышележащих -слабоволнисто-пликативная, выраженная в виде крупного Рыбинско-Рослятинского вала.

Среднерусский авлакоген состоит из разобщенных поперечными разломами систем грабенов, вытянутых в субширотном направлении. Авлакоген имеет определенную выраженность в гравитационном поле. Гравитационные аномалии имеют линейно-вытянутый контур и определенную асимметрию относительно оси прогиба. Вместе с тем наблюдается смещение контура аномалии в поперечном направлении с амплитудой перемещения на 10-30 км и более, что отражает смещение грабенов поперечными разломами. Выделяются три ветви: восточная - Солигаличская, западная - Валдайская и южная - Московская. Солигаличская ветвь протягивается на северо-восток на 540 км при ширине в среднем до 60 км. В ее пределах семь отдельных грабенов (по фундаменту): Даниловский, Любимский, Дьяконовский, Чухломский, Западно-Рослятинский, Восточно-Рослятинский и Бобровский. Грабены разделены поперечными разломами и смещены в плане один по отношению другого. На фоне общего погружения фундамента на северо-востоке наблюдаются отдельные выступы амплитудой 400-980 м и более. Строение грабенов изучено слабо, по имеющимся данным бурения и геофизики предполагается, что фундамент в пределах каждого грабена содержит горстообразные выступы, которые по простиранию оси авлакогена кулисообразно смещаются, отражая индивидуальные особенности строения и развития каждого блока.

Валдайская ветвь авлакогена имеет общее северо-восточное простирание, в своей западной части грабены смещаются к югу. Протяженность ветви 570 км при ширине 45-90 км. Выделяются три грабена: Торопецкий, Бологоевский и Молоковский. Глубина фундамента - 2-3 км. Грабены по простиранию смещены друг относительно друга поперечными разломами. В осадочном чехле центральная часть ветви отвечает Валдайскому прогибу, южное продолжение ветви наследует наложенная Оршанская впадина.

Московская ветвь простирается на расстояние до 600 км и состоит из системы кулисообразно смещенных друг относительно друга грабенов. Глубина фундамента изменяется от 1,5 до 5 км.

Северо-западный борт бассейна имеет ступенчатое погружение на юг, к приосевой части, с 1 до 4 км. Наиболее глубокая часть (более 2-2,5 км) выделяется под названием Вологодского прогиба (27х65 км). Южная, наиболее погруженная, часть прижата к авлакогену, и граница прогиба проводится условно. Юго-восточный борт бассейна имеет ступенчатое погружение к авлакогену с 2 до 4 км. Погруженная часть выделена под названием Галичского прогиба (ЗЗОх 100 км). Нелидовский свод имеет размеры 375x200 км, разделяет Московскую и Валдайскую ветви авлакогена. Глубина залегания фундамента в его пределах 1-2 км. В западной и восточной частях свод осложнен разломами северо-западного простирания.

Анализ геологических и геофизических материалов показывает, что строение Среднерусского бассейна имеет блоковый характер, который определяется наличием трех типов разломов продольных региональных, поперечных региональных и локальных, отличающихся друг от друга по протяженности, амплитуде и проявлению.

Продольные и поперечные региональные разломы, как наиболее протяженные, определяют положение основных структурных блоков - Среднерусского авлакогена, Нелидовского свода, а также ступенчатое моноклинальное погружение к осевой части бортов бассейна и т.д. Блоковый характер строения фундамента бассейна связан с системой субширотных и субмеридиональных разломов.

Наиболее протяженной и древней является субширотная система разломов (рифейская), определившая заложение, простирание и структуру Среднерусского авлакогена, Галичского и Вологодского прогибов и выступов фундамента в бортовых частях бассейна. Как показывает литолого-фациальный анализ, в вендское время центральная, наиболее погруженная, часть бассейна была дифференцирована на блоки - в Галичском и Вологодском прогибах накапливались наибольшие мощности глинистых пород, а в зоне авлакогена, разделяющей прогибы, отмечаются обогащенность разреза прослоями песчаников ("высокоомный горизонт" редкинской свиты) и относительное сокращение мощностей. В это время происходит формирование конседиментационных и постседиментационных структур. Субширотный разлом в восточной части Галичского прогиба контролировал распространение нижнего палеозоя. Отмечается не только сокращение мощностей, но и срезание отложений кембрия и ордовика. Флексурные перегибы (сбросы) можно наметить по скважинам Молоковской, Даниловской, Любимской, Дьяконовской, Солигаличской, Ореховской, Нейской, Рождественской буровых площадей. Амплитуды перемещений по плоскости сместителя - от 15 до 1000 м и более. По данным бурения скважины Солигаличская — 6, прошедшей в приразломной зоне, плоскость сместителя была вертикальной. Углы падения слоев составляли 80-90°, отмечались плоскости скольжения, параллельные оси керна.

Субмеридиональная система региональных разломов, по-видимому, впервые проявилась в венде, определив и обособив собственно структуру центральной и наиболее погруженной по венду и фанерозою части бассейна — Верхневолжскую впадину. Субмеридиональные разломы разъединяют, смещают и дифференцируют ветви и грабены авлакогена. Вертикальные смещения составляют 1-3 км, горизонтальные от 2-3 до 80 км. Время заложения этой системы разломов - рифей-венд. Наиболее поздние подвижки произошли в мезозое-кайнозое, о чем свидетельствуют кулисообразные смещения Рыбинско-Рослятинского валообразного поднятия.

Локальные разломы развиты в пределах блоков и проявляются с вендского по мезозой-кайнозойское время. Они установлены на Даниловской, Дьяконовской, Ореховской, Нейской, Рождественской площадях поискового бурения. Вертикальные смещения от 1—2 до десятков и сотен метров,

В Среднерусском бассейне по условиям залегания выделяется пять структурных этажей: рифейский, венд-кембрийский, среднекембрийско-ордовикский, девон-пермский и мезозойский. Каждый из них имеет свой структурный план и отвечает соответствующим этапам формирования бассейна. Так, формирование венд-нижнекембрийского этажа связано с трансгрессией с северо-востока, среднекембрийско-ордовикского - с запада, девон-пермского - с юго-востока и т.д.

Строение Среднерусского бассейна определяется соотношением структурных этажей, отделенных друг от друга угловыми и стратиграфическими несогласиями и осложненных дизъюнктивной и пликативной тектоникой. Гидрогеологические исследования показали, что только в нейтральной, погруженной более чем на 1,5-2 км части бассейна существуют гидрохимические условия, благоприятные для сохранности залежей нефти и газа. Глубокопогруженные воды отложений венда, нижнего палеозоя и девона характеризуются застойным режимом, они преимущественно хлоркальциевого типа, минерализация достигает 10 тыс.мг*экв/л. Концентрация солей более 250-300 г/л, газонасыщенность 600-1500 см3/л, содержание Ge - 1-3 см3/л, Aг - 0,8 см3/л, в бортовых и неглубоко залегающих частях бассейна гидрохимическая характеристика резко ухудшается.

Геохимические исследования рассеянного органического вещества (РОВ) показали, что нефтегенерирующими отложениями могут быть глинистые отложения венда (редкинская свита) и нижнего ордовика (тремадокский ярус). Отложения редкинской свиты представлены темно-серыми, черными и пестроцветными аргиллитами. Темноцветные прослои обогащены органическим веществом (OB), образуют горизонты мощностью от 10-30 см до 10-15 м среди пестроцветов. Суммарная мощность прослоев, обогащенных (OB), для центральной части Среднерусского бассейна оценивается в 30 м (при мощности всей глинистой части свиты до 140 м). В Вологодском и Галичском прогибах она увеличивается до 70-100 м и, возможно, более.

Содержание органического углерода ( Сорг) увеличивается к приосевой погруженной части бассейна от 0,4 (Рудня, Ярцево, Кубенская, Бобровская) до 0,68-1,92% (Пошехонская, Рыбинская, Даниловская площади). Наибольшее битумообразование отмечается в погруженной части бассейна, коэффициент в составляет в скважине Рыбинской - 6% (интервал 2451-2512 м), Пошехонской - 4,6% (2769-2936 м), Любимской и Даниловской -6,3% (2700-2880 м) площадей; однако в центральной, наиболее погруженной, части бассейна он уменьшается — на Любимской площади в = 1,2%, Рослятинской - 0,7%, Бобровской - 1,1%. В бортовых приподнятых частях бассейна в = 1,2% (скв. Кубенская и др.).

Аналогично распределение и хлороформенного битумоида [ХБ(А)], содержания которого варьируют от 0,04 до 0,08% для обогащенных Сорг прослоев и от 0,004 до 0,009% - для обедненных Cорг серо—пестроцветов. Концентрации нейтрального битумоида [ХБ(А)] превышают концентрации кислого спиртобензольного (ДСББА) в 1,5-2 раза. Для отложений в пределах Любимской и Даниловской площадей это соотношение достигает 5.

Содержание УВ в расчете на Сорг (коэффициент u3) составляет 2-7,4% (скважины Рыбинской, Даниловской, Любимской, Пошехонской площадей) и приходится на интервал глубин 2,2-2,9 км, т.е. фиксируется в породах, достигших средних стадий катагенеза, отвечающих уровню углефикации Д-Г. В краевых участках бассейна u3 составляет 0,2-0,3%. Содержание сингенетичных УВ в аргиллитах свиты меняется, от 3260 г/м3 в скважинах Даниловской площади до 130 г/м3 в Павлов—Посадской, 23 г/м - Дьяконовской, 20 г/м3 - Бобровской, 65 г/м3 - Coлигаличской скважинах»

Изучение глин редкинской свиты под люминесцентным микроскопом показало, что для центральной части бассейна, погруженной на глубины 2-2,9 км (Пошехонская, Ростовская, Даниловская, Рыбинская площади и др.), характерно интенсивное битумонасыщение. Отмечаются битуминозные текстуры: сплошного насыщения и слоистые, которые связаны с сингенетичным битумообразованием. Наблюдаются текстуры, связанные с насыщением битумоидами: пропитка, насыщение микротрещин, пустот, пор и т.д.

Люминесцентно-петрографическое изучение показало высокую степень битуминозности редкинских пород, интенсивность которой затухает в неглубоко залегающих (1,5км) и погруженных (свыше 2,9 км) частях бассейна. Исследования нерастворимой части OB редкинских отложений показали, что оно находится на разных стадиях катагенетического преобразования — от длиннопламенной до Жирной и коксовой. Граница буроугольной и длиннопламенной стадий изменения OB в породах редкинской свиты проходит по линии скважин Тарногская - Вологодская (на севере), Редкинская (на западе) и далее по южному борту бассейна на восток - Решминская, Макарьевская, Шарьинская и другие скважины. В зоне Среднерусского авлакогена в опущенных участках отмечена высокая катагенетическая преобразованность OB до жирной и коксовой стадий.

Глины в разрезе тремадокского яруса имеют мощность 30-143 м. Мощность глин возрастает к центральной части бассейна (Пошехонская, Даниловская площади). В этом же направлении возрастают содержания Сорг в породах - от 0,2 до 2,26%; ХБ(А) - 0,002-0,06%; ДСББА - 0,002-0,024%; ДСББС - 0,011-0,023%; [ХБ(А)] ДСББА - от 2,5 до 10,0%; в = 1,8-2,6; сингенетичных УВ 250-1500 г/мЗ, Длиннопламенная стадия катагенетического преобразования устанавливается на глубинах, превышающих 1,8 км, и проходит по линии Пошехонская, Рыбинская, Ильинская площади. Люминесцентнопетрографическое изучение показало большую приуроченность насыщения битумоидами в опущенных участках и меньшую - на периферии в приподнятых частях бассейна.

Таким образом, в результате проведенных геохимических исследований выявлено:

1) различная степень катагенетического преобразования OB (наиболее погруженным участкам бассейна, где нефтегенерирующие породы залегают глубже 2,9 км и температуры превышают 80°C, - соответствует коксовая стадия углефикации по интервалу 1,8 - 2,9 км - длиннопламенная, газовая, жирная, а толщи, расположенные до глубины 1,8 км, находятся на буроугольной стадии);

2) в нефтематеринских породах венда и нижнего палеозоя содержится сапропелевой тип OB; на глубинах свыше 1,8 км отмечаются не только процессы генерации, но и их эмиграции, что позволяет считать эти породы нефтепроизводящими;

3) выбранные в качестве основных объектов геохимического изучения глины редкинской свиты и нижнего ордовика позволили получить всю совокупность преобразования ОБ, произошедшего в них, и тем самым определить положение и объем главной зоны нефтегазообразования (ГЗН) в Среднерусском бассейне (рис. 2).

В плане ГЗН по вендским отложениям представляет собой вытянутое в субширотном направлении кольцо, внутренняя часть которого отвечает зоне Среднерусского авлакогена и соответствует нижней зоне газообразования, в пределах которой могут быть встречены залежи газа, конденсата, легкой нефти.

Нижнепалеозойские глинистые толщи достигают ГЗН в центральной погруженной части бассейна (Пошехонская, Даниловская, Любимская, Галичская площади), которая представляет собой полуовал.

Расчеты масштаба нефтеобразования для вендских и нижнепалеозойских отложений показали, что суммарное количество прогенерированных УВ составляет 10-17 млрд.т. Расчет был произведен для центральной, наиболее погруженной части бассейна (площадь 70 000 км2).

Анализ развития Среднерусского бассейна позволяет воссоздать историю нефтеобразования. Были построены модели прогрева отложений, отражающие динамику осадконакопления, прогрева нефтематеринских толщ в разных частях бассейна. Это позволило установить, что наибольший прогрев испытали породы в разрезах Среднерусского авлакогена. Геотермический градиент в районе Даниловской, Любимской, Галичской площадей составляет 27-33 м/°С, к бортам бассейна он увеличивается - в Вологодской скважине до 80 м/°С, в Судиславской до 65 м/°С. Температуры поверхности фундамента в приосевой части 90-140°С, к бортам постепенно убывают до 40-60 С и менее.

Вендские отложения в зоне Среднерусского авлакогена вошли в главную зону нефтеобразования в конце девона (350 млн.лет), а наибольший прогрев испытали в конце перми (220-240 млн.лет); в Галичском прогибе наиболее интенсивное прогревание приходится на конец мезозоя и кайнозоя (80-40 млн.лет). Проведенный сравнительный анализ моделей прогрева отложений Среднерусского, Балтийского и Мезенского бассейнов показал, что в Балтийском бассейне условия прогрева лучше, они обусловлены направленностью его развития (устойчивым прогибанием). В Среднерусском бассейне сходный с Прибалтикой режим прогрева отмечен в Галичском прогибе (скважины Судиславская, Галичская Нейская), для остальной территории максимум прогревания относится к концу палеозоя. В Мезенском бассейне непрерывность погружения была нарушена вследствие длительного перерыва в палеозое (рис. 3).

Анализ истории нефтеобразования показывает, что наиболее оптимальной для поисков нефти и газа может быть территория Галичского прогиба, где вендские и нижнепалеозойские отложения реализовали свой нефтематеринский потенциал сравнительно недавно.

Зоны возможного нефтегазонакопления в Среднерусском бассейне могут быть связаны с ловушками структурного и неструктурного типа и определяются особенностями строения конкретных частей региона. Проведенные буровые работы показали наличие антиклинальных складок по девон-пермским отложениям (Рыбинско-Рослятинский вал), которые несогласно залегают на различно дифференцированных блоках нижнего палеозоя и венда. Амплитуды сбросов и соответственно флексур достигают здесь 60-980 м. Выявленные особенности геологического строения центральной части бассейна позволяют выделить в пределах Среднерусского авлакогена зоны возможного нефтегазонакопления "горстового типа", образованные приподнятыми блоковыми выступами фундамента.

Зоны нефтегазонакопления могут быть связаны с тектоническим экранированием как самим выступом, так и плоскостями разрывов, захватывающих низшие горизонты осадочного чехла, которые смещают слои друг относительно друга по обе стороны от плоскости разрыва (Даниловское месторождение). В грабенах Солигаличской ветви авлакогена зоны нефтегазонакопления отвечают системе горстообразных выступов, частным отражением которых является валообразное Рыбинско-Рослятинское поднятие.

В пределах бортовых частей бассейна - Вологодском и Галичском прогибах -зоны нефтегазонакопления могут быть связаны с системой региональных разломов субширотного и субмеридионального простираний, обусловливающих ступенчатое воздымание бортов. Здесь зоны могут быть связаны с тектоническим экранированием вдоль региональных разломов (полусводы, экранированные разломом, флексуры и т.д.). Эти зоны представляют слабогофрированные моноклинали, экранированные поверхностью сброса. Залежи будут располагаться со стороны опущенной ступени (рис. 4).

В юго-восточной части Галичского прогиба могут быть встречены зоны возможного нефтегазонакопления, связанные с литологическим выклиниванием и стратиграфическим несогласием в нижнем палеозое. Как показал анализ истории развития бассейна, большинство выделенных зон возможного нефтегазонакопления в окончательном виде сформировалось достаточно поздно - к мезозой-кайнозойскому времени, т.е. в основном уже после того, как нефтепроизводящие толщи реализовали свой нефтематеринский потенциал (Среднерусский авлакоген), и лишь в Галичском прогибе можно отметить наиболее благоприятные соотношения времени проявления процессов нефтеобразования и нефтегазонакопления. Намеченные здесь зоны возможного нефтегазонакопления представляются более перспективными, чем в других частях бассейна.

Проведенные исследования показали, что Среднерусский бассейн отвечает всем условиям нефтегазоносного бассейна, имеет нефтепроизводящие отложения, зоны возможного нефтегазонакопления, благоприятные условия сохранности (консервации) залежей, непромышленные притоки нефти из вендских отложений и нефтегазопроявления в нижнем и верхнем палеозое.

Анализ геологического строения, условий нефтеобразования и нефтегазонакопления позволяет считать нефтегазосодержашими отложения венда, кембрия, ордовика и девона на сравнительно небольшой площади, отвечающей центральной приосевой части Среднерусского бассейна, в пределах которой и следует сконцентрировать нефтепоисковые работы. Наиболее перспективными для поисков нефти и газа являются Галичский прогиб и зона его сочленения на северо-западе с Солигаличской ветвью авлакогена. Переориентировка поисков с антиклинальных зон на зоны горстового и тектонически экранированного типа потребует изменения методики нефтепоисковых работ, но это будет способствовать решению проблемы нефтегазоносности Московской синеклизы.