6.8. Нижнепермский терригенно-галогенно-сульфатный нгк

Своеобразие нижнепермского терригенно-галогенно-сульфатного нефтегазоносного комплекса заключено в широком наборе разнофациальных пород (от карбонатных до солей) как по латерали, так и по разрезу. Характерной особенностью комплекса в северной части бассейна является сочетание двух осадочных формаций, где одна из них отвечает проницаемой части комплекса; сложена угленосными терригенными отложениями нижней молассы, со свойственной ей высокой скоростью осадконакопления при компенсированном осадками прогибании в прибрежно-морских условиях и цикличным чередованием разных типов пород. А другая, отвечающая региональной глинистой покрышке, характеризуется относительной глубоководностью отложений, сформировавшихся в условиях некомпенсированного прогибания. На юге бассейна распространены терригенная, терригенно-сульфатная, карбонатно-сульфатная и галогенная формации, формирующие ряд зональных покрышек. Последовательность формаций определяет как специфику строения нефтегазоносного комплекса в бассейне, так и, как следствие, особенности проявления эпигенетических процессов.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 6. Постседиментационные изменения пород 256

Самым распространенным стадиальным эпигенетическим процессом является преобразование неустойчивых обломочных зерен в глинистые минералы, состав которых меняется по мере возрастания с глубиной температуры, давления и уменьшения водообильности пород. Пористость и плотность, а также связанная с ними способность к растрескиванию глинистых пород определяются максимальными глубинами погружения.

По шкале уплотнения глинистые породы нижнепермского комплекса отнесены к различным зонам уплотнения: от умеренного до очень сильного (Лебедев Б. А., 1992). Глинистые породы региональной покрышки кунгурского возраста характеризуются как умеренно уплотненные, в их составе преобладают пластичные и уплотненные глины. Восточнее они замещаются более уплотненными аргиллитоподобными глинами и аргиллитами очень сильной степени уплотнения.

По отражательной способности витринита большая часть артинско-кунгурских отложений территории провинции по шкале катагенеза находятся по Данилевскому (1989) в зонах протокатагенеза ПК и начального метакатагенеза МКь MKi_₂, с максимальными глубинами погружения до глубин 1,4-2,5 км. В отдельных районах (Верхнепечорский, Среднепечорский) погружение артинско-кунгурских отложений достигало максимальных глубин 5,0-5,7 км (зона МК₂.з).

Различная степень уплотнения глинистых пород кунгурской региональной покрышки, а также их различный минеральный и вещественный состав оказали влияние на изолирующие способности. В платформенных районах Печоро-Колвинского авлакогена и Хорейверской впадины экранирующие способности покрышки выше за счет невысокой степени уплотнения и меньшей трещиноватости пород, чем в восточных районах Предуральского прогиба.

Нижнепермские песчано-алевритовые породы, распространенные среди глинистых толщ орогенного комплекса Предуральского прогиба, находятся в зоне очень сильного уплотнения. Они образуют пластовые и линзообразные тела с толщинами 20-30 м, редко до 50 м и более. Сложены они тонко-мелкозернистыми, часто алевритовыми, песчаниками полимиктового состава (в верхних частях разреза это типичные граувакки) с преобладанием в составе обломков кремнистых, глинистых и эффузивных пород, с хлоритово-гидрослюдистыми, гидрослюдистыми и кальцитовыми

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр