Региональные работы на нефть и газ во ВНИГНИ
Региональные исследования были и остаются одним из главных направлений научно-производственной деятельности ВНИГНИ, нацеленных на обобщение строения крупных регионов, а затем – и всей страны с целью выяснения особенностей размещения нефтегазовых месторождений, обоснования нефтегазогеологического прогноза, оценки ресурсов УВ и определения направлений геологоразведочных работ на нефть и газ в краткосрочном и долгосрочном вариантах. Выполняя роль головной организации в Министерстве геологии СССР, институт был представлен ведущими специалистами при ежегодном обсуждении итогов текущего года и направлений работ последующего года по важным региональным геологическим управлениям.
К числу важнейших регионов исследований института относились: Европейская часть СССР, в особенности, Волго-Уральская область, Прикаспий, центральные, меньше северо-западные, районы; юго-запад, юг европейской части страны, в частности, Припятско-Днепровско-Донецкая область, Прикарпатье, Крымско-Предкавказская группа областей, Закавказье, в основном, в пределах Грузинской ССР; Средняя Азия (включая также закаспийскую часть Казахской ССР). Одновременно в институте велись сводные по всей стране нефтегазогеологические и тектонические обобщения и оценка начальных суммарных и прогнозных ресурсов УВ. В институте были созданы региональные отделения, курировавшиеся головным институтом: Камское, Оренбургское, Грузинское, Таджикское, а позднее Апрелевское. Итоги региональных исследований отражены в монографиях, сборниках региональных совещаний, методических инструкциях, сводных картах и многочисленных статьях.
В начальном периоде деятельности ВНИГНИ наибольшее внимание уделялось центральным регионам страны с итогами работ ведущих исследователей (В.М. Сенюков). В дальнейшем центр региональных исследований был перемещен в важнейшую Волго-Уральскую область. Здесь были разработаны унифицированные, монографически обобщенные стратиграфические схемы палеозойских и мезо-кайнозойских отложений (С.В. Семихатова, А.Н. Ляшенко, Н.Т. Сазонов), использованные в качестве корреляционной основы для всех остальных построений; созданы монографии по тектоническому строению, характеристике и размещению нефтяных и газовых месторождений (С.П. Максимов, Н.К. Грязнов, А.И. Клещев, В.А. Клубов, С.К. Нечитайло, Д.С. Халтурин), оценке разведанных запасов и прогнозных ресурсов (Н.Н. Буялов, В.А. Киров). Эти обобщения в значительной мере способствовали ускорению освоения регионального потенциала нефти и газа Волго-Уральской области, в частности открытия Оренбургского месторождения (Государственная премия – С.П. Максимов). Детальные сведения о региональной структуре и месторождениях, показанные на картах и в монографиях по Волго-Уральской области, до сих пор сохраняют свою актуальность и достоверность.
В Прикаспийском регионе в числе первых вслед за стандартными построениями (Я.С. Эвентов, Х.Г. Соколин, Ю.А. Иванов) было развито обоснованное картами представление о специфических особенностях Прикаспийской синеклизы (Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, А.А. Голов, И.Н. Комиссарова, О.С. Обрядчиков, В.В. Пайразян), о существовании в ее недрах глубоководного осадочного бассейна (Л.Г. Кирюхин, Н.Н. Немченко, 1979; Л.Г. Кирюхин, Р.Б. Сапожников, А.Е. Шлезингер, А.Л. Яншин, 1981) с преобладающим развитием в нем условий длительного некомпенсированного прогибания, чередующегося с кратковременными фазами режима компенсации и выравнивания относительно глубоководных бассейнов соленосными и терригенными осадками заполнения морфологически выраженных депрессий, обрамленных поднятиями, осложненных рифами, поиски которых за периферией и на краях впадины являются важными и перспективными до настоящего времени. В зоне сочленения поднятого края платформы с Прикаспийской впадиной концентрируются детальные построения по договорам с нефтегазовыми компаниями (Б.А. Соловьев). Убедительно показан сложный покровно-надвиговый тип соотношения юго-западного и восточного ограничений Прикапийской впадины (в том числе Астраханского свода) со складчатым сооружением кряжа Карпинского – Б.А. Соловьев, И.Н. Комиссарова, А.А. Константинов, Н.И. Немцов, Н.Г. Чернецкая. Преобладает представление о вторичном, аллохтонном происхождении скоплений УВ в надсолевых отложениях.
Всесторонне обоснована нефтегазоносность самых важных подсолевых отложений (А.А. Аксенов, Б.Д. Гончаренко, М.К. Калинко, И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, А.А. Размышляев), в составе которых наиболее перспективны среднекаменноугольные-нижнепермские отложения. В Прикаспийской впадине до 6-7 км прогнозируется открытие газоконденсатных и нефтяных залежей с высоким газовым фактором, с большим количеством H2S и СО2. На месторождениях Кенкияк, Астраханское, Таджигали, Тенгиз верхние части толщи карбонатных пород подвергались интенсивному размыву. Зоны нефтегазонакопления контролируются крупными выступами фундамента, на западе и севере приурочены к рифогенным ловушкам в зоне бортового уступа (И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, А.П. Петров и др.); на юге и востоке впадины вдоль складчатого обрамления Прикаспийской впадины намечается Актюбинско-Астраханская полоса приподнятого (до 7-8 км) залегания фундамента – пояс крупных осложненных рифовыми массивами выступов. В прибортовых зонах – системы вторично генетических и многопластовых месторождений нефти, газа и конденсата. Происходило формирование первоначально нефтяных палеозалежей и последующее их переформирование за счет подтока газообразных УВ в газоконденсатные или нефтяные залежи с высоким газовым фактором, растворение и вытеснение нефтей (Л.Г. Кирюхин, В.В. Пайразян, А.А. Размышляев, Ю.Г. Такаев, 1983; С.П. Максимов, Б.А. Соловьев, Т.А. Ботнева, 1985).
На основании литогеологического анализа строения и размещения карбонатной платформы Гурьевского свода, осложненной рифовой постройкой с нефтяным месторождением Тенгиз, сделан вывод о продолжении карбонатной платформы в акватории Северного Каспия с рифовыми постройками типа Тенгиз (С.П. Максимов, О.С. Обрядчиков, 1984). Этот прогноз подтвердился в начале XXI в. открытием самого крупного в Северо-Каспийском мультибассейне суперуникального нефтегазового шельфового месторождения Кашаган с оценкой извлекаемых запасов нефти до 7 млрд. т, газа до 5 млрд. м3 («Европа верит в Кашаган», 2001).
Показано взаимоотношение состава нефтей и конденсатов, связанное с условиями формирования скоплений УВ. Залежи нефти формируются, в основном, в результате латеральной миграции УВ не из центральной части Прикаспийской впадины, а из погруженных территорий на ее бортах вблизи районов аккумуляции. В Кенкияк-Жанажольскую зону нефтегазонакопления УВ поступали из зон генерации как западнее, так и восточнее зоны (О.Л. Нечаева, Э.М. Грайзер).
Разработан комплект карт критериев перспектив нефтегазоносности и дано детальное геолого-геохимическое обоснование нефтегазопоисковых работ в Прикаспийской впадине (Т.А. Ботнева, М.К. Калинко, И.Н. Комиссарова, Е.С. Ларская, А.А. Размышляев, Б.А. Соловьев, О.П. Четверикова).
Составлена схема плитотектоники и нефтегазогеологического районирования Прикаспийской впадины (В.С. Шеин, В.В. Пайразян, А.А. Размышляев, Б.А. Соловьев, 1989). Установлено, что в среднем-позднем палеозое были развиты геодинамические обстановки пассивных (Карачаганакская, Биикжальская), трансформных (Аралсорская, Кызылджарская) континентальных окраин, а также пассивных континентальных палеоокраин, преобразованных в позднем палеозое в орогены столкновения плит (Астраханской, Каракульской, Эмбинской, Мынсуалмасской, Актюбинской, Зилаирской). В пределах рассматриваемого бассейна нет единой зоны нефтегазообразования, как предполагалось ранее, а каждая из плитотектонических структур является самостоятельным суббассейном с собственными очагами генерации УВ.
В юго-западном регионе были освещены особенности строения и нефтегазоносности Припятско-Днепровско-Донецкой области (проблема поисков УВ на больших глубинах – П.С. Хохлов, Б.Д. Гончаренко, М.И. Лоджевская). Большие объемы исследовательских работ были выполнены в Крымско-Предкавказском регионе (М.С. Бурштар, А.Д. Бизнигаев, А.А. Арбатов, В.В. Коцеруба, Д.А. Назаров, Б.С. Чернобров, Ю.Н. Швембергер, А.Е. Каменецкий). Они отражены в монографиях по геологии месторождений УВ, по их размещению и формированию. Учитывая высокую освоенность ресурсов заблаговременно был поставлен вопрос об усилении поисков неантиклинальных залежей, в том числе гидродинамически экранированного типа (Д.А. Назаров).
В работах К.Н. Кравченко (1996, 1998, 2001) по окраинам Восточно-Европейского кратона приведена новая схема выделения нафтидных (битумонефтегазовых) бассейнов, в которой наряду с по-новому оконтуренными онтогенетически автономными (орто-)-бассейнами (НдБ) выделяются их пространственно связанные, смежные, внутренне генетически неоднородные совокупности – мультибассейны. Здесь можно выделить следующие типы НдБ, зависящие от емкости последних, в первую очередь, их избыточно-генерационного днища, особенностей глубины и асимметрии, развития и размера главного приплатформенно-кратонного склона, величины поддвига кратона под обрамляющие его подвижные мобильные зоны складчато-надвигового строения:
5.1.1. преимущественно нефтеносные: Восточно-Манычско-Прикумский;
5.1.2. преимущественно газоносные: Восточно-Кубанский;
5.2 симметричные, малоресурсные:
5.2.1. нефте- и верхнегазоносные: Устюртский;
5.2.2. верхнегазоносные: Ассаке-Ауданский.
Причины дифференциации типов НдБ – разнообразная связь глубинной и поверхностной структуры и ее трансформация. Наиболее значимы вертикальная трансформация надкрупноастенолитная, за счет плюмового мантийного диапиризма, и региональные горизонтальные напряжения, с поддвигом жесткого кратона и его блоков под более пластичные мобильные элементы.
К числу важнейших регионов исследований института относились: Европейская часть СССР, в особенности, Волго-Уральская область, Прикаспий, центральные, меньше северо-западные, районы; юго-запад, юг европейской части страны, в частности, Припятско-Днепровско-Донецкая область, Прикарпатье, Крымско-Предкавказская группа областей, Закавказье, в основном, в пределах Грузинской ССР; Средняя Азия (включая также закаспийскую часть Казахской ССР). Одновременно в институте велись сводные по всей стране нефтегазогеологические и тектонические обобщения и оценка начальных суммарных и прогнозных ресурсов УВ. В институте были созданы региональные отделения, курировавшиеся головным институтом: Камское, Оренбургское, Грузинское, Таджикское, а позднее Апрелевское. Итоги региональных исследований отражены в монографиях, сборниках региональных совещаний, методических инструкциях, сводных картах и многочисленных статьях.
В начальном периоде деятельности ВНИГНИ наибольшее внимание уделялось центральным регионам страны с итогами работ ведущих исследователей (В.М. Сенюков). В дальнейшем центр региональных исследований был перемещен в важнейшую Волго-Уральскую область. Здесь были разработаны унифицированные, монографически обобщенные стратиграфические схемы палеозойских и мезо-кайнозойских отложений (С.В. Семихатова, А.Н. Ляшенко, Н.Т. Сазонов), использованные в качестве корреляционной основы для всех остальных построений; созданы монографии по тектоническому строению, характеристике и размещению нефтяных и газовых месторождений (С.П. Максимов, Н.К. Грязнов, А.И. Клещев, В.А. Клубов, С.К. Нечитайло, Д.С. Халтурин), оценке разведанных запасов и прогнозных ресурсов (Н.Н. Буялов, В.А. Киров). Эти обобщения в значительной мере способствовали ускорению освоения регионального потенциала нефти и газа Волго-Уральской области, в частности открытия Оренбургского месторождения (Государственная премия – С.П. Максимов). Детальные сведения о региональной структуре и месторождениях, показанные на картах и в монографиях по Волго-Уральской области, до сих пор сохраняют свою актуальность и достоверность.
В Прикаспийском регионе в числе первых вслед за стандартными построениями (Я.С. Эвентов, Х.Г. Соколин, Ю.А. Иванов) было развито обоснованное картами представление о специфических особенностях Прикаспийской синеклизы (Л.Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, А.А. Голов, И.Н. Комиссарова, О.С. Обрядчиков, В.В. Пайразян), о существовании в ее недрах глубоководного осадочного бассейна (Л.Г. Кирюхин, Н.Н. Немченко, 1979; Л.Г. Кирюхин, Р.Б. Сапожников, А.Е. Шлезингер, А.Л. Яншин, 1981) с преобладающим развитием в нем условий длительного некомпенсированного прогибания, чередующегося с кратковременными фазами режима компенсации и выравнивания относительно глубоководных бассейнов соленосными и терригенными осадками заполнения морфологически выраженных депрессий, обрамленных поднятиями, осложненных рифами, поиски которых за периферией и на краях впадины являются важными и перспективными до настоящего времени. В зоне сочленения поднятого края платформы с Прикаспийской впадиной концентрируются детальные построения по договорам с нефтегазовыми компаниями (Б.А. Соловьев). Убедительно показан сложный покровно-надвиговый тип соотношения юго-западного и восточного ограничений Прикапийской впадины (в том числе Астраханского свода) со складчатым сооружением кряжа Карпинского – Б.А. Соловьев, И.Н. Комиссарова, А.А. Константинов, Н.И. Немцов, Н.Г. Чернецкая. Преобладает представление о вторичном, аллохтонном происхождении скоплений УВ в надсолевых отложениях.
Всесторонне обоснована нефтегазоносность самых важных подсолевых отложений (А.А. Аксенов, Б.Д. Гончаренко, М.К. Калинко, И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, А.А. Размышляев), в составе которых наиболее перспективны среднекаменноугольные-нижнепермские отложения. В Прикаспийской впадине до 6-7 км прогнозируется открытие газоконденсатных и нефтяных залежей с высоким газовым фактором, с большим количеством H2S и СО2. На месторождениях Кенкияк, Астраханское, Таджигали, Тенгиз верхние части толщи карбонатных пород подвергались интенсивному размыву. Зоны нефтегазонакопления контролируются крупными выступами фундамента, на западе и севере приурочены к рифогенным ловушкам в зоне бортового уступа (И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, А.П. Петров и др.); на юге и востоке впадины вдоль складчатого обрамления Прикаспийской впадины намечается Актюбинско-Астраханская полоса приподнятого (до 7-8 км) залегания фундамента – пояс крупных осложненных рифовыми массивами выступов. В прибортовых зонах – системы вторично генетических и многопластовых месторождений нефти, газа и конденсата. Происходило формирование первоначально нефтяных палеозалежей и последующее их переформирование за счет подтока газообразных УВ в газоконденсатные или нефтяные залежи с высоким газовым фактором, растворение и вытеснение нефтей (Л.Г. Кирюхин, В.В. Пайразян, А.А. Размышляев, Ю.Г. Такаев, 1983; С.П. Максимов, Б.А. Соловьев, Т.А. Ботнева, 1985).
На основании литогеологического анализа строения и размещения карбонатной платформы Гурьевского свода, осложненной рифовой постройкой с нефтяным месторождением Тенгиз, сделан вывод о продолжении карбонатной платформы в акватории Северного Каспия с рифовыми постройками типа Тенгиз (С.П. Максимов, О.С. Обрядчиков, 1984). Этот прогноз подтвердился в начале XXI в. открытием самого крупного в Северо-Каспийском мультибассейне суперуникального нефтегазового шельфового месторождения Кашаган с оценкой извлекаемых запасов нефти до 7 млрд. т, газа до 5 млрд. м3 («Европа верит в Кашаган», 2001).
Показано взаимоотношение состава нефтей и конденсатов, связанное с условиями формирования скоплений УВ. Залежи нефти формируются, в основном, в результате латеральной миграции УВ не из центральной части Прикаспийской впадины, а из погруженных территорий на ее бортах вблизи районов аккумуляции. В Кенкияк-Жанажольскую зону нефтегазонакопления УВ поступали из зон генерации как западнее, так и восточнее зоны (О.Л. Нечаева, Э.М. Грайзер).
Разработан комплект карт критериев перспектив нефтегазоносности и дано детальное геолого-геохимическое обоснование нефтегазопоисковых работ в Прикаспийской впадине (Т.А. Ботнева, М.К. Калинко, И.Н. Комиссарова, Е.С. Ларская, А.А. Размышляев, Б.А. Соловьев, О.П. Четверикова).
Составлена схема плитотектоники и нефтегазогеологического районирования Прикаспийской впадины (В.С. Шеин, В.В. Пайразян, А.А. Размышляев, Б.А. Соловьев, 1989). Установлено, что в среднем-позднем палеозое были развиты геодинамические обстановки пассивных (Карачаганакская, Биикжальская), трансформных (Аралсорская, Кызылджарская) континентальных окраин, а также пассивных континентальных палеоокраин, преобразованных в позднем палеозое в орогены столкновения плит (Астраханской, Каракульской, Эмбинской, Мынсуалмасской, Актюбинской, Зилаирской). В пределах рассматриваемого бассейна нет единой зоны нефтегазообразования, как предполагалось ранее, а каждая из плитотектонических структур является самостоятельным суббассейном с собственными очагами генерации УВ.
В юго-западном регионе были освещены особенности строения и нефтегазоносности Припятско-Днепровско-Донецкой области (проблема поисков УВ на больших глубинах – П.С. Хохлов, Б.Д. Гончаренко, М.И. Лоджевская). Большие объемы исследовательских работ были выполнены в Крымско-Предкавказском регионе (М.С. Бурштар, А.Д. Бизнигаев, А.А. Арбатов, В.В. Коцеруба, Д.А. Назаров, Б.С. Чернобров, Ю.Н. Швембергер, А.Е. Каменецкий). Они отражены в монографиях по геологии месторождений УВ, по их размещению и формированию. Учитывая высокую освоенность ресурсов заблаговременно был поставлен вопрос об усилении поисков неантиклинальных залежей, в том числе гидродинамически экранированного типа (Д.А. Назаров).
В работах К.Н. Кравченко (1996, 1998, 2001) по окраинам Восточно-Европейского кратона приведена новая схема выделения нафтидных (битумонефтегазовых) бассейнов, в которой наряду с по-новому оконтуренными онтогенетически автономными (орто-)-бассейнами (НдБ) выделяются их пространственно связанные, смежные, внутренне генетически неоднородные совокупности – мультибассейны. Здесь можно выделить следующие типы НдБ, зависящие от емкости последних, в первую очередь, их избыточно-генерационного днища, особенностей глубины и асимметрии, развития и размера главного приплатформенно-кратонного склона, величины поддвига кратона под обрамляющие его подвижные мобильные зоны складчато-надвигового строения:
- Экзогенно-платформенные надкрупноастенолитные, всесторонне-склоновые, запечатанные соленосной покрышкой разнофазово-уникально-ресурсные: Прикаспийско-Поволжский БтНГБ.
- Пограничные платформенно-краево-прогибные, резко асимметричные, с краево-прогибным малоресурсным углеводородным днищем и широким платформенным склоном, с вытесненными на него разными, в том числе крупнейшими, ресурсами преимущественно нефтяных УВ: Бельско-Арланский, Чутырско-Киенгопский, Ухтинский, Сылвенский НГБ.
- Платформенные приграничные, прискладчатые, приорогенные, дислоцированные и узкоплатформенно-склоновые, днищевые, глубоко погруженные, существенно нефтеносные: Укатненско-Тенгизский, Примугоджарский НГБ.
- Kраепрогибные, приорогенные, складчатые, крупноресурсные, преимущественно нефтеносные части мультибассейнов: Индоло-Кубанский, Терско-Каспийский НГчМуБ.
- Внутриплатформенные, преимущественно бортовые бассейны:
5.1.1. преимущественно нефтеносные: Восточно-Манычско-Прикумский;
5.1.2. преимущественно газоносные: Восточно-Кубанский;
5.2 симметричные, малоресурсные:
5.2.1. нефте- и верхнегазоносные: Устюртский;
5.2.2. верхнегазоносные: Ассаке-Ауданский.
Причины дифференциации типов НдБ – разнообразная связь глубинной и поверхностной структуры и ее трансформация. Наиболее значимы вертикальная трансформация надкрупноастенолитная, за счет плюмового мантийного диапиризма, и региональные горизонтальные напряжения, с поддвигом жесткого кратона и его блоков под более пластичные мобильные элементы.
К.Н. Кравченко
5 февраля 2003 года, работая над данной статьей, К.Н. Кравченко скоропостижно скончался, и работа осталась незавершенной.
Окончил геологический факультет МГУ по специальности "Геология" в 1950 г., доктор геолого-минералогических наук (1995 г.).
Во ВНИГНИ с 1961 г.– заведующий сектором, старший, главный научный сотрудник (с 1998 г.), в 1961-1965 и 1986 гг. – главный геолог, консультант контрактов в Пакистане и Индии.
Основные направления научной деятельности: тектонические критерии перспектив нефтегазоносности, онтогенетический трехфазный нафтидный (нефть-газ-природные битумы) бассейновый анализ по различным регионам мира, в том числе по Средней Азии и арктическим акваториям России. На основе исследований и по рекомендациям К.Н. Кравченко было открыто 11 нефтегазовых месторождений в Китае, Пакистане, Бангладеш и Туркменистане.
Автор и соавтор 167 печатных работ, включая 14 монографий, 5 брошюр, 15 карт и 131 статью (’’Нефтегазоносные бассейны земного шара’’, 1965; Тектонические и палеотектонические карты юга СССР с монографией, 1972-1975 гг.; цикл статей и брошюры по тектоническим условиям онтогенеза нафтидов и особенностям размещения крупнейших месторождений в разнотипных бассейнах мира, причинам их богатства (1983-2003 гг.); по нафтидному районированию российских арктических шельфов, поискам нефти на поднятых, в том числе островных, окраинах бассейнов).
Награжден орденом Трудового Красного Знамени (1971), медалями “Китайско-Советская дружба” (1958), “За доблестный труд в ознаменование 100-летия со дня рождения В.И. Ленина” (1970), “Ветеран труда” (1987), “Лауреат ВВЦ”(2001), памятным значком “ 300 лет горно-геологической службы” (2000).
Кравченко Кирилл Николаевич
Главный научный сотрудник (1927 - 2003)