По данным Бутула и Верещагина [2014], мировой спрос на энергоресурсы в 2030 году вырастет примерно на 40 %. Роль углеводородов в обеспечении этих потребностей будет равна 80 %. Уже сейчас большинство известных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции находятся на заключительной стадии разработки. Поэтому проблема соответствия спроса и предложения со временем вряд ли станет менее острой. В связи с истощением запасов нефти и нехватки топливно-энергетических ресурсов в основных нефтедобывающих регионах (в числе которых и Республика Башкортостан), ставит перед геологами актуальную задачу поисков и оценки новых перспективных площадей. Предположительно к 2020 году российским нефтяникам придется иметь дело в основном с трудноизвлекаемыми запасами.
Магнитогорский мегасинклинорий сложен разнообразными осадочными, вулканогенно-осадочными и вулканогенными породами от ордовикской до каменноугольной системы). Представлен такими породами, как известняки, доломиты, глинистые сланцы и т. д. Эти породы обладают хорошей пористостью и трещиноватостью, что позволяет им выступать в качестве коллекторов.
Нехватка топливно-энергетических и сырьевых ресурсов в связи с истощением запасов нефти в основных нефтедобывающих регионах ставит перед геологами задачу поисков и оценки источников углеводородов.
Ключевые слова: коллекторы, углеводороды, нефть.
Восточный склон Южного Урала можно считать одним из новых перспективных на нефть и газ регионов. Там выявлен ряд немалых структур на поверхности сложенных палеозойскими и мезозойскими отложениями, в первую очередь из которых можно назвать Магнитогорский и Тагильский синклинорий.
Магнитогорский мегасинклинорий является большой межгорной депрессией, находящейся между возвышенностью Уралтау и Восточно-Уральским поднятием. В его строении принимают участие осадочные, вулканогенно-осадочные и интрузивные образования палеозойского возраста, перекрытые местами континентальными отложениями мезокайнозоя. Мегасинклинорий разделен на шесть узких структурно-фациальных зон. Самая западная — Присакмарская зона состоит в основном на поверхности обломочных отложениях зилаирской свиты верхний девон — нижняя часть нижнего карбона) и терригенно-карбонатными породами березовской и кизильской свит (нижний карбон).
Присакмарская структурно-фациальная зона прослеживается вдоль восточного склона хребта Уралтау на расстоянии примерно 400 км, при ширине до 20 км. В списке работ [Камалетдинов, Казанцева, 1970; Камалетдинов 1974] было показано, что названный разрыв представляет собой крупный шарьяж, по которому образования Присакмарской зоны полого надвинуты на рифейские комплексы Уралтау. Восточная граница Присакмарской зоны скрыта под надвинутыми с востока образованиями Ирендыкской структурно-фациальной зоны.
Подробное изучение разрезов каменноугольных образований Присакмарской зоны, а также изучение характера взаимоотношений среди разных стратиграфических подразделений установлена чешуйчато-надвиговая структура Присакмарской зоны, выявлены разной протяженности и амплитуды надвиги терригенных пород фаменского яруса-нижнетурнейского подъяруса на карбонатные отложения от верхнетурнейского до верхневизейского подъярусов.
В целом стиль тектоники Магнитогорской синформы заключался в выдавливании пластичных масс на борта мегасинклинория и его отдельных структурно-формационных зон, о чем, кроме указанных фактов, свидетельствует веерообразная вергентность, установленная Г.С.Сеиченко. Существуют взгляды на структуру Магнитогорской синформы, согласно которым вулканогенные формации девона имеют аллохтонное залегание и подстилаются каменноугольными отложениями [Казанцев, 1992; Казанцев, Т.Т.Казанцева, 1992].
Согласно Камалетдинову, Казанцевой, изучение разреза нижнекаменноугольных отложений Присакмарской зоны показало, что структура этого региона характеризуется моноклинальным, а не синклинальным (как принято считать) строением. Установлено существование в районе бассейна р.Зирень-Агач крупного надвига.
В пределах Присакмарской структурно-фациальной зоны Магнитогорского мегасинклинория детальной геологической съемкой [Казанцева, 1973] установлены региональные надвиги, по которым породы зилаирской свиты надвинуты с востока на нижнекаменноугольные терригенно-карбонатные и карбонатные образования березовской и кизильской свит. В результате люминесцентно-битуминологического анализа в породах каменноугольного возраста (д. Юлбарсово) определено до 0,03 % битумов.
Считается, что многочисленные надвиговые нарушения, присутствующие на Урале, могут неблагоприятно отразиться на сохранности залежей углеводородов — явиться причиной их нарушения. Однако богатая нефтегазоносность надвиговых зон, установленная в последние годы, не позволяет согласиться с такими представлениями [Камалетдинов, Казанцев, Казанцева, 1988].
О возможной нефтегазоносности палеозойских образований восточного склона Урала свидетельствуют установленные нефте- и газопроявления.
- При бурении на Уральской площади Магнитогорского мегасинклинория нефтепроявления были замечены в известняках среднего карбона в скв. 5, где в промежутках 1301,2-1304,9; 1370,3-1372,7; 1398,5-1401,5; 1494-1496,5 м по трещинам имеют место мелкие скопления густой темно-коричневой нефти.
- В результате люминесцентно-битуминологических исследований пород кизильской свиты верхнего визе из скв. 1 Уральской площади определены осмоленный и легкий маслянистый битумоиды в известняках интервалов: 194,1-196,9; 302,9-303,2; 414,5-415; 455,7-4563; 502,2-607,2; 666,6 — 668,3; 727,3-728,3; 777.3-778,3; 827.6-829,6; 882,6-885.1; 927-928; 993,9-9973; 10573-1059,4; 1123,4 — 1125,4; 1186,5-1190 м. В осмоленных битумоидах содержится много смол, в большом количестве (больше 50 %) присутствуют масла. Содержание битумоида в породах варьирует от 0,0002 до 0,002 %.
- По данным бурения скв. 1 Уральской площади, в трещиноватых известняках березовской свиты (верхнетурнейский-средневизейский подъярусы) в интервалах 1413,2-1413,9; 1464,1 -1464,4; 1518,9-1519,5; 2238,5-2242,9 м были замечены капли жидкой светло-коричневой нефти.
- В зилаирской свите фаменского яруса верхнего девона — нижне-турнейского подъяруса нижнего карбона отдельные горизонты могут содержать скопления нефти и газа, свидетельством чему являются известные выбросы газа в Зилаирском синклинории. Здесь в процессе бурения скв. 3 Асташской площади из отложений зилаирской свиты был получен приток газа с дебитом 56,0 м3/сут при диафрагме 16 мм.
Территория Присакмарской зоны Магнитогорского мегасинклинория представляется одним из интересных в нефтегазоносном отношении объектов. О возможности формирования промышленных скоплений нефти и газа в изучаемом районе свидетельствуют: наличие слоев с удовлетворительными коллекторскими свойствами, наличие пород-покрышек, а также пологое залегание терригенных вулканогенно-осадочных толщ среднего палеозоя. Благоприятным фактором для накопления углеводородного сырья может явиться и интенсивная трещиноватость, развитая по всему разрезу. Особенно сильно трещиноватость проявилась в пирокластах и кремнистых туффитах улутауской свиты и также в кремнях мукасовского горизонта.
В качестве пород-покрышек, способных предохранить залежь от разрушения, могут служить пачки туффитов в разрезах нижнего силура — среднего девона, а также глинистые пачки пород в составе зилаирской свиты.
Подводя итоги изложенному, можно заключить, что большая мощность и полнота разреза осадочной толщи палеозоя, присутствие в ней пород-коллекторов и пород-покрышек, а также наличие интенсивных газо- нефтепроявлений и благоприятных структур — все это позволяет оценивать Присакмарскую зону Магнитогорского мегасинклинория как перспективный на нефть и газ регион и рекомендовать продолжение здесь поисково-разведочных работ.
Здесь предполагается бурение параметрической скважины Присакмарская-2, расположенной в 11 км юго-восточнее с. Юлдыбаево в 3,0 км восточнее дер. Вознесенский. Скважина закладывается в зоне сочленения Магнитогорского синклинория и Уралтауского антиклинория в пределах Присакмарской тектонической тектонической пластины, которая прослеживается с севера на юг вдоль западного крыла всего синклинория. По простиранию она разделена Вознесенским надвигом на две части: западную и восточную.
На проходку параметрической скважины Присакмарская -2 составлен проект, переданный на утверждение в объединение «Башнефть», где подробно изложено геологическое строение участка и обосновано заложение скважины.
Литература:
- Губкин И.М., Учение о нефти. ОНТИ, 1937.
- Заварицкий А.Н., К тектонике Урала. Изв. Геол. Ком. т.42, № 2, 1923.
- Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В. , Казанцева Т.Т.и др. «Геология и перспективы нефтегазоносности Урала» М.: Наука, 1988г .240 с.
- Казанцева Т.Т, Казанцев Ю.В. Структурный фактор в теоретической геологии.Уфа 2010 г.
- Камалетдинов М.А. , Казанцев Ю.В. , Казанцева Т.Т. «Научные основы поисков нефтегазоносных структур». Уфа.1983.
- Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В., Казанцева Т.Т. Происхождение складчатости. М: Недра, 1981. — 135 с.
- Камалетдинов М.А., Казанцева Т.Т. Особенности строения Присакмарской зоны восточного склона Южного Урала. Геотектоника № 4, 1978 г.
- Камалетдинов М.А., Казанцева Т.Т., Казанцев Ю.В. К стратиграфии каменноугольных отложений Присакмарской структурно-фациальной зоны Магнитогорского мегасинклинория // Стратиграфия и палеонтология палеозоя Южного Урала / БФАН СССР. Уфа, 1980. С. 34–44.
- Казанцев Ю.В. , Казанцева Т.Т., Камалетдинов М.А., и др. «Структурная геология Магнитогорского синклинория Южного Урала»М.: Наука, 1992г .184 с.
- Маслов В.А. Девон восточного склона Южного Урала. М.: Наука, 1980. 224 с.
