Коллекторы. Основным нефтегазоносным горизонтом являются терригенные отложения тискресской свиты среднего кембрия. Коллекторские свойства горизонта весьма непостоянны. Наиболее высоки они у сортированных мелко- и среднезернистых песчаников с однородной или грубослоистой текстурой. Такие песчаники в пределах одного слоя (в горизонтальной плоскости) фациально замещаются тонкослоистыми мелко- и тонкозернистыми, часто алевритистыми и глинистыми разностями, содержащими многочисленные алевритово-глинистые прослойки. Таким образом, зоны повышенной проницаемости имеют форму литологических линз, а коллекторские свойства в пределах одного пласта сильно различаются (табл. 1). Тип коллектора поровой и трещинно-поровый. Чаще всего месторождения двухпластовые, причем запасы нефти в разных пластах одного месторождения несоизмеримы. В юго-западном направлении при устойчивом увеличении мощности тискресской свиты и возрастании степени надежности покрышки сокращается мощность и ухудшаются коллекторные свойства нефтеносной зоны.
Ловушки и нефтематеринские породы. Песчаные породы могут образовываться только у берегов. Во время их формирования глинистая фракция постоянно уносится. Но сила волн, приливов, вдольбереговых течений может и напрочь смыть песчаные отложения[1]. Следовательно, песчаные коллекторы и ловушки кембрия должны тяготеть к побережьям. При этом в зонах выклинивания вероятны региональные, а в литологических линзах – локальные ловушки. Чаще всего береговые ловушки формируются в виде вала выпуклой формы, протягивающегося вдоль берега с уклоном в сторону моря и являющего собой отложения древней аккумулятивной террасы. В этом случае будет четко прослеживаться граница между морскими и континентальными фациями, указывающая на положение береговой линии. К бухтам, болотам, лагунам, развивающимся вдоль береговой линии, тяготеют и нефтематеринские породы. Так как миграции нефти на большие расстояния исключены, наиболее перспективными нефтеносными отложениями являются морские и солоноватоводные фракции, ибо в этом случае речь идет о совместном залегании коллекторов и нефтематеринских пород. Нефтеносными могут быть зандровые дельты, такие эфимерные прибрежные и подводные образования, как бары и косы. О возможности наличия в регионе подобных ловушек говорит Г.С. Харин [12]. При небольшой мощности такие структуры могут иметь несколько километров в длину, несколько сотен метров в ширину и типичный выпуклый профиль.
Нефтеносные пески среднего кембрия содержат многочисленные прослои обогащенных органикой черных аргиллитов, которые являются паралической фацией заболоченных приморских равнин, формировавшейся в зоне колебания береговой линии. Все залегающие выше отложения в региональном плане иллюстрируют регрессивный характер седиментации, на фоне которого можно видеть локальную трансгрессию в ордовике и особенно в силуре. В трансгрессивных осадках условия нефтенакопления лучше, чем в регрессивных. На протяжении ордовика и силура в регионе накапливались непроницаемые покрышки.
Самым важным для региона типом нефтеносной ловушки являются антиклинальные складки и выступы. Они начали формироваться в кембрии как структуры облекания неровностей фундамента. Впоследствии в результате каледонского, герцинского и даже альпийского орогенеза происходило преобразование этих структур. Преобладали дизъюнктивные деформации, нарушающие целостность структур; в это же время могли формироваться экраны, способствующие созданию тектонически-экранированных залежей.
Те же зоны тектонических нарушений стали главными магистральными путями миграции нефти. В этом плане весьма показательна Прегольская зона разломов, которую ряд авторов считает каледонской. Думается, что тектоническая активность этой зоны сохранялась много дольше. Каледонские структуры в кембрии не могли быть настолько выраженными, чтобы стать ловушками кембрийской нефти, которая вполне могла формироваться в это время. В каледонских структурах кембрия не могли сохраняться нефтяные залежи по причине отсутствия покрышек. Надежными покрышками для кембрийских ловушек стали отложения ордовика и силура, но весьма глубоководные литофации этих переходов едва ли являются нефтематеринскими. Скорее всего, основная нефть образовалась в более молодых толщах, хотя не исключено и кембрийское нефтеобразование.
Нефтематеринскими качествами обладают отложения девона и перми. На рубеже силура и девона происходила смена морской обстановки на условия солоноватоводных и пресных лагун, причем мощность ритмичных девонских красноцветов свидетельствует о длительном существовании этих фаций. Впоследствии в связи с проявлениями герцинского орогенеза девонские (а также пермские) отложения подверглись разрушению. Эти движения не могли не оказать влияния на оживление каледонских разломных зон, в т.ч. и Прегольской. Не исключено, что денудация девонской толщи обеспечивалась и альпийскими движениями положительного знака. Сказанное зафиксировано весьма изменчивой мощностью девона: около 900,0 м в районе Клайпеды, 100,0 м вблизи г. Зеленоградска при полном отсутствии у г. Балтийска.
Южный разлом Прегольской зоны в пределах Калининградской области имеет амплитуду смещения 100,0 – 150,0 м. В Сувалской и Дзукийской зонах Польши смещение достигает 300,0 м и комплекс каледонских отложений перекрыт недислоцированными альпийскими образованиями. К структурам этой зоны, особенно тем, которые располагаются на пересечении широтных разломов с субмеридиональными, приурочены нефтяные залежи.
Северный разлом проявляется в позднепермских отложениях и наследуется триасовыми, т.е. подвижность территории сохранялась и во время разных фаз альпийского орогенеза. Условия, благоприятные для образования нефти в пермском периоде, подтверждаются установлением в районе г. Нида барьерного рифа, который отгораживал пермскую лагуну от морского бассейна. Риф уходит в Гданьскую впадину и вполне может оказаться нефтегазоносной структурой – мощность регионально нефтеперспективных доломитов и известняков цехштейна в скв. Д1-6 составляет 42,0 м.
В соответствии с вышесказанным основные моменты формирования нефтяных залежей в регионе можно представить в такой последовательности. Балтийский орогенез завершил формирование неровностей архейского кристаллического фундамента и сделал его континентальной областью. Денудация продолжила расчленение основания будущей платформы. Проявление первых фаз каледонского орогенеза привело к трансгрессии моря. В условиях мелкого теплого моря в его прибрежной части шло формирование песчаных коллекторов. Периодически территория заболачивалась, превращалась в солоновато-водную и пресную лагуну, где накапливались темные обогащенные органикой глины – аналоги кембрийских аргиллитов, которые вполне могли быть нефтематеринскими породами. Но на рубеже кембрия и силура они были в существенной мере разрушены. В кембрии, ордовике и силуре идет формирование структур облекания, осадочная толща уплотняется, углы наклона крыльев уменьшаяются в направлении замка структур антиклинального типа; на этом этапе формируется надежная ордовикско-силурийская покрышка. В герцинский и раннеальпийский этапы развития интенсивно происходило формирование нефти и магистралей ее миграции. В это же время возникают экраны в древних структурах, т.е. формируются структурно-тектонические ловушки и антиклинальные сводовые нарушенные залежи.
Следовательно, Калининградская область и прилегающая часть акватории представляют собой площадь распространения однотипных нефтяных залежей единого генезиса с общими нефтяными свитами, т.е. принадлежат к одному и тому же Калининградскому нефтегазоносному району.
3. Перспективы нефтедобычи
Мы привыкли к утверждению, что в прибрежной Балтике нефти должно быть больше, чем на суше. Мысль эта основывается на том, что шельфы, как правило, отделены от открытого моря сбросами, за которыми располагается опущенная область. В зоне свала глубин мощность осадочной толщи возрастает. Это явление мы наблюдаем практически повсеместно. Так, в Мексиканском заливе мощность осадков до 17,0 км, причем 12,0 км из них – дельтовые песчано-глинистые фации; в Карибском и Северном морях – около 10,0 км, а в Каспийском – более 20,0 км и т.д.; запасы же нефти в одинаковых объемах пород, развитых на шельфе и на суше, одни и те же [10]. Но Балтика – море шельфовое, и мощности осадочной толщи в его прибрежной зоне соизмеримы с таковыми на суше: в скв. Д1-6 – 2356,0 м, С1-9 – 2719,0 и Рыбачинская-1 – 2402,0 м, Ягодная-1 – 2956,0 м.
Кроме того, в таких структурах, как синеклиза, хотя линии максимальных мощностей свит в целом смещаются в сторону нефтеперспективных территорий, в частности же чем древнее осадки, тем дальше по направлению от максимальных мощностей располагаются оси наблюдаемых в настоящее время прогибов. Не зоны максимальных мощностей, а именно осевые части прогибов были зонами нефтенакопления, и в них могли сохраниться промышленные залежи нефти и газа. Максимальные мощности и погружение гарантируют лишь лучшую сохранность толщ при восходящих тектонических движениях, но никак не их нефтегазоносность. Так, структура Д-6 располагается не в центральной части вала, а в зоне перехода вала в прогиб.
С позиции тектоники плит особое место в образовании и накоплении нефти отводится рифтовым зонам (в т.ч. и пассивным окраинам материков) и зонам субдукции, где вероятен сильный прогрев (до 145-175оС) мощной обогащенной органикой осадочной толщи. Например, цепочкой нефтепродуктивных поднятий промаркирована зона погружения Южно-Каспийской плиты под Туранско-Скифскую [5, 11]. Регионально нефтеносны и палеозоны субдукции, которые в современной структуре земной коры выражены передовыми прогибами. В областях сопряжения прогибов и склонов платформ располагаются уникальные нефтегазоносные бассейны (Персидский залив, лагуна Маракайбо и др.). С перечисленными тектоническими зонами связано до 80% мировых запасов нефти и газа [6, 2].