книги из ГПНТБ / Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа

перспективы центральной части мегавала оцениваются весьма вы­ соко. Лыжско-Кыртаиольская структурная зона уже сейчас может рассматриваться как самостоятельная зона нефтегазонакопления. В пределах этой зоны выявлено среднее по размерам Кыртаиольское газонефтяное месторождение в песчаниках живетского яруса. Непромышленные нефтегазопроявления известны по Камен­ ской структуре. В области северо-восточного крыла Лыжско-Кыр- таиольской кулисы Печоро-Кожвинского мегавала выделяется Печоро-Городская зона нефегазонакопления (Печоро-Кожвинское и Печоро-Городское месторождения) протяженностью около 50 км, приуроченная к одноименной системе поднятий северо-западной ориентировки. На Печоро-Кожвинской и Печоро-Городской площа­ дях в песчаниках живетского яруса вскрыты газоконденсатные за­ лежи, небольшие по запасам залежи газа и нефти выявлены также

вкаменноугольных и пермских отложениях. Наибольший интерес

вэтой зоне представляют терригенные поддоманиковые отложения девона.

Кюгу от Печоро-Городского месторождения сейсморазведкой оконтурена Аранец-Переборская система высокоамплитудных под­ нятий, изученная бурением пока только по отложениям перми —

карбона. В карбоне выявлена небольшая залежь легкой нефти на Аранецкой структуре. В пределах этой зоны перспективны верхне­ девонские и среднедевонские отложения, разведка которых прак­ тически не проводилась.

Предуральский прогиб рассматривается как основная область газо- и конденсатонакопления в Тимано-Печорской провинции. Однако до настоящего времени промышленная газоносность уста­ новлена только в Верхнепечорской впадине. Параметрическим бу­ рением в Косью-Роговской и Большесынинской впадинах сущест­ венных газопроявлений не отмечено.

В Верхнепечорской впадине основным промышленногазонос­ ным комплексом является карбонатная пермско-каменноугольная толща, в которой выявлено 4 газовых и газоконденсатных место­ рождения, в том числе уникальное Вуктыльское. В ее пределах установлена промышленная газоносность кунгурских (Курьинское месторождение), артинских, сакмарских и ассельских отложений нижней перми (Курьинское, Рассохинское, Вуктыльское, Пачгинское месторождения), а также известняков и доломитов верхнего, среднего и нижнего карбона (Вуктыльское месторождение). Де­ вонские отложения рассматриваются как потенциально перспектив­ ные для поисков залежей метановых и конденсатных газов, хотя эти отложения в Верхнепечорской впадине лишь частично вскрыты на Еджид-Кыртынской и Югид-Вуктыльской структурах. Харак­ терными особенностями залежей газа и газоконденсата являются:

1) приуроченность к линейным антиклинальным, высокоампли­ тудным ловушкам, нередко осложненным тектоническими наруше­ ниями и в большинстве случаев в различной мере выполаживающимися с глубиной;

283

2) повсеместное распространение непроницаемых сульфатных и галогенных покрышек, достигающих мощности 500—700 м и спо­ собствующих хорошей сохранности залежей газа и конденсата; 3) приуроченность газоконденсатных флюидов как к грануляр­

ным, так и к порово-трещинным и трещинным коллекторам.

В центральной части Предуральского прогиба и в области его восточного склона выделяется ряд зон преимущественного газонакопления: Вуктыльская, Курьинская (в составе Курьинской и Рассохинской структур) и предполагаемые: Пачгинская (в составе Пачгинской и Патраковской структур), Андюгская, Мартьюская, Кырташорская, Югид-Вуктыльская, Еджид-Кыртынская, УлдорКыртынская и др. Зоны выделены предположительно, практически не разведывались и намечаются на основании благоприятных гео­ логических предпосылок (наличие резервуаров, покрышек,' струк­ турных форм, нефтегазопроизводящих толщ и др.).

Промышленная газоносность или прямые нефтегазопроявления установлены в настоящее время в пределах уникальной Вуктыльской, а также Курьинской, Пачгинской и Югид-Вуктыльской зон газонакопления.

Так, Вуктыльская зона газоконденсатонакопления приурочена к линейной высокоамплитудной складке, вытянутой в меридио­ нальном направлении, амплитудой более 1500 м. Продуктивны кар­ бонатные отложения нижней перми, верхнего, среднего и нижнего карбона с этажом газоносности более 1300 м, содержащие залежь газоконденсата массивного типа, а также терригенные отложения бобриковского горизонта визейского яруса.

Курьинская зона газонакопления, протяженностью более 50 км, объединяет Курьинское и Рассохинское месторождения газа и пер­ спективную Анельскую структуру. Так как породы, слагающие продуктивный разрез, здесь сильно уплотнены, коллекторами слу­ жат зоны интенсивной трещиноватости, наиболее развитые вблизи тектонических нарушений и в присводовых частях структур. В мень­ шей степени развиты кавернозные и поровые коллекторы. Залежи, по-видимому, структурного, массивного и литологического типов.

Разведка структур Восточной зоны прогиба только начинается. По условиям сохранности залежей наибольший интерес здесь пред­ ставляют отложения автохтонной части разреза. Нефтегазоносными могут быть терригенные и карбонатные отложения перми, карбона

Омра-Сойвинское поднятие Ижма-Печорской впадины, Денисов­ ская впадина и внешняя зона Предуральского прогиба.

Северо-восточный склон Тимана и Омра-Сойвинское поднятие содержат промышленные залежи только в среднедевонских и нижнефранских терригенных отложениях. Локальная залежь газа в до­

284

нефтегазонасыщения по трещинам в метаморфических сланцах

фундамента.

Непромышленные залежи нефти установлены в нижнекаменно­ угольных песчаниках на Нижнеомринском месторождении, залежи асфальтита выявлены на Нямедской структуре и на Нижнеом­ ринском месторождении.

Всего в пределах Ухта-Ижемского и Омра-Сойвинского под­ нятия выявлено 16 месторождений. Наиболее приподнятое положе­ ние занимает Ярегское месторождение тяжелой нефти в своде Ухта-Ижемского поднятия. Ниже вдоль крупного разлома, ослож­ няющего восточное крыло поднятия, выявлены чисто газовые мес­ торождения с непромышленными оторочками из тяжелой нефти, аналогичной ярегской (Нямедское, Кушкоджское, Седьиольское, Войвожское и др.). На Войвожском месторождении выявлена лег­ кая нефть в песчаниках живетского яруса. Гипсометрически еще ниже на Омра-Сойвинском выступе выявлены Нибельское, Верхнеомринское и Нижнеомринское газонефтяные месторождения.

Залежи пластовые сводовые, а также литологически ограничен­ ные и стратиграфически экранированные, причем пластовые дав­ ления равны давлениям насыщения нефти газом. Пластовые дав­ ления с увеличением глубины залегания залежей возрастают, а с увеличением пластового давления и давления насыщения газ в газовых шапках постепенно обогащается тяжелыми углеводоро­ дами от 0,3% в районе Ярегского месторождения до 5,3% на Ниж­ ней Омре.

Второй областью смешанного нефтегазонакопления являются зона перехода от Ижма-Печорской платформенной впадины к Предуральскому прогибу и внешний борт последнего. В тектони­ ческом плане это пологая, наклоненная к востоку моноклиналь, осложненная небольшими по размерам структурами типа струк­ турных носов и малоамплитудных куполов. В указанной области выявлено 6 ограниченных по запасам месторождений.

Залежи преимущественно литологически и стратиграфически экранированные в терригенных отложениях эйфельского и живет­ ского ярусов, нижнефранского подъяруса, отчасти в турнейских и визейских отложениях, а также в карбонатных породах пермскодевонского возраста.

В пределах внешнего борта Предуральского прогиба на юге Верхнепечорской впадины как самостоятельная зона нефтегазона­ копления может быть выделена область развития мощной терри- генно-карбонатной толщи турнейского возраста, выполняющей верхнедевонскую впадину некомпенсированного прогибания, в ко­ торой отмечена довольно высокая нефтегазонасыщенность. Однако из-за отсутствия крупных антиклинальных структур и относитель­ ных неблагоприятных коллекторских свойств на этой территории нет значительных скоплений нефти и газа. Широко развиты в ос­ новном небольшие по запасам литологически ограниченные залежи (Троицко-Печорск, Джебол и др.). Вместе с тем можно предпола­

285

Г л а в а VI

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

В настоящее время наиболее изучена южная часть провинции, где были сосредоточены наибольшие объемы бурения и располо­ жено большинство месторождений нефти и газа, приуроченных главным образом к поддоманиковым отложениям девона. Поэтому при анализе условий формирования и закономерностей размеще­ ния залежей нефти и газа основной упор сделан на хорошо изу­ ченные среднедевонские и нижнефранские отложения южной части провинции.

Изучением нефтегазоносное™ Тимано-Печорской провинции за­ нимался широкий круг геологов. Большинство из них приверженцы теории органического генезиса нефти и газа. Небольшая группа исследователей к возможно нефтематеринским свитам относит только терригенные среднедевонские и нижнефранские отложения (Н. И. Тихонович, В. А. Калюжный, Т. Г. Карасик), тогда как большинство других признают возможность генерации значитель­ ных количеств углеводородов терригенно-карбонатными породами верхнего девона, нижнего карбона и перми при наличии благопри­

Неодинаково оцениваются масштабы и характер миграции уг­ леводородов. С. Ф. Федоров, В. Я. Авров, Б. Я. Вассерман, А. В. Иванов, М. Ш. Моделевский, Б. Н. Любомиров и другие признают возможность далекой латеральной миграции. В работах И. Н. Тихоновича, В. А. Калюжного, П. Н. Максимова и 3. И. Цзю указывается на возможность миграции углеводородных флюидов

возможность образования нефти из органического вещества оса­ дочных пород.

287

Проблеме формирования нефтяных и газовых месторождений в Тимано-Печорской провинции до сравнительно недавнего времени было посвящено ограниченное число работ, среди которых основ­ ными были работы А. Я. Кремса (1948, 1954), С. Ф. Федорова

(1956, 1958), К- А. Машковича (1955, 1960), В. А. Калюжного

(1959), А. Л. Козлова (1959), М. В. Касьянова (1955). Отдельные вопросы этой проблемы были затронуты в печатных и рукописных трудах Т. Г. Карасик (1959), А. Н. Желудева (1959), В. А. Евдо-

По А.Я Кремсу (t947~1954j

Седьиоль

По А. Л. КозлоВу(1959)

У х т а

________ р ЛЛ ^ Н А С

ЕЁЗ2 ШШ3

Рис. 63. Схема, иллюстрирующая представления разных авторов о формировании месторождений нефти и газа в девонских отложениях Юго-Восточного Притиманья.

/ — нефть; 2 — газ; 3 — вода; 4 — предполагаемая залежь нефти.

кимова (1959), В. А. Аврова (1960), 3. И. Цзю (1958), П. А. Тума­ нова (1959), О. А. Солнцева (1954, 1955) и др. Однако во всех пе­ речисленных работах механизм формирования залежей нефти и газа, взаимосвязь залежей и месторождений и закономерности их размещения рассматривались только в весьма общей форме без детального палеогеографического и палеоструктурного анализа.

Основные представления о формировании месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции сводятся к следующему (рис. 63). А. Я- Креме (1948) указывал на вероят­ ную генерацию углеводородов в поддоманиковых отложениях де­

288

вона в наиболее погруженных частях Ижма-Печорской впадины, которую он вслед за И. М. Губкиным рассматривал как область питания нефтью, и на последующую миграцию их вверх по вос­ станию слоев в области меньших давлений с образованием зале­ жей нефти и газа в локальных структурах и зонах стратиграфиче­ ского выклинивания песчаных коллекторов. Предполагалось, что в процессе миграции газ как более подвижный обгонял нефть и занимал фронтальное положение, насыщая наиболее повышенные структуры Верхнеижемского района. Залежи газа в структурах Верхнеижемского района рассматривались в качестве общей газо­ вой шапки весьма крупных размеров, ниже которой располагается региональная нефтеносная зона. В пределах этой зоны находятся нефтяные залежи с небольшими газовыми шапками или без них.

Формирование Ярегского месторождения рассматривалось А. Я- Кремсом вне связи с газовыми и газонефтяными месторожде­ ниями Верхнеижемского района и объяснялось миграцией нефти из погруженных частей Ижма-Печорской впадины вверх по восста­ нию слоев по системе многочисленных трещин в метаморфических сланцах фундамента.

С. Ф. Федоров (1958) впервые применил схему дифференци­ ального улавливания нефти и газа в процессе их струйной мигра­ ции к месторождениям Тимано-Печорской провинции. Он дал следующую схему формирования залежей нефти и газа на северовосточном погружении Южного Тимана. Нефть и газ, образовав­ шись на территории между Химаном и Северным Уралом, мигри­ ровали вверх по региональному восстанию слоев и заполнили встре­ чающиеся на их пути структуры. Первые из встреченных структуры заполнялись только газом и уже не могли служить вместилищем для нефти, следующие структуры заполнялись газом и нефтью, а наиболее высокие — только нефтью или водой. Именно поэтому наиболее высоко расположенное Ярегское месторождение в своде Ухтинской складки содержит в девонских отложениях только нефть и притом густую. Расположенное гипсометрически ниже Войвожское месторождение содержит в девоне нефть с газом, а еще бо­ лее погруженное Нибельское месторождение является газовым.

Однако по этой схеме нельзя объяснить формирование значи­ тельных нефтяных залежей в ловушках Верхне- и Нижнеомринского месторождений, гипсометрически погруженных относительно Нибельского газового месторождения.

К. А. Машкович (1955) пришел к выводу, что к концу верхне­ пермского времени продуктивные девонские поддоманиковые отло­ жения на территории современного Омра-Сойвинского поднятия были погружены на глубину 2200—2500 м, а сформировавшиеся к тому времени залежи являлись газоконденсатными. В дальнейшем эти газоконденсатные залежи были разбиты двумя взаимно пер­ пендикулярными системами дизъюнктивных нарушений на обособ­ ленные тектонические блоки, в каждом из которых в дальнейшем по мере формирования Омра-Сойвинского поднятия выпадение

жидких углеводородов из газоконденсатной смеси происходило по-своему.

После открытия нефтяных месторождений и залежей в Ижма-

перевода нефти Нижнеомринского месторождения, близкой по составу к нефтям указанных месторождений Ижма-Печорской впадины, в газообразное (газоконденсатное) состояние. Это свидетельствовало о том, что ретроградной конденсацией нельзя объяснить особенности залежей нефти и газа в конкретных гео­ логических условиях Нижнеомринского газонефтяного месторож­ дения.

А. Л. Козлов (1959), допуская, что давление насыщения раст­ воренных газов в девонских отложениях Тимана близко к давле­

с востока на запад вдоль поднимающейся цепочки структур давле­ ние насыщения должно быть выше пластового давления. При этом создаются условия для выделения газа из нефти, а следовательно и для их дифференциации. Структурные ловушки Верхнеижемского района небольшой амплитуды, и они оказались заполненными га­ зом, а нефть ушла дальше на северо-запад. В Тиманском районе имеется и та верхняя нефтяная залежь, которая теоретически дол­ жна образоваться в последней на пути миграции структуре. Это Ярегское нефтяное месторождение, приуроченное к своду круп­ нейшей Ухтинской антиклинали. •

В 1954 г. О. А. Солнцев выдвинул идею, согласно которой ос­ новной зоной нефтегазообразования в девонское время служил глубокий прогиб на месте современной Печорской гряды, а не сов­ ременная Ижма-Печорская впадина.

М. В. Касьянов (1955) развил представления О. А. Солнцева и ввел понятие о Печорской гряде как о подвижной тектонической зоне, характеризующейся накоплением в процессе быстрого прогибания огромной толщи средне- и верхнедевонских отложений, в кото­ рой нефтематеринскими были породы среднего девона и франского яруса. Из этого девонского прогиба основная масса углево­ дородных флюидов мигрировала в девонское и нижнекаменноуголь­ ное время на запад в более приподнятые участки Ижма-Печорской впадины. В конце визейского века произошла инверсия девонского прогиба с образованием Печорской тектонической гряды, в преде­ лах которой основные продуктивные горизонты девона оказались приподнятыми над одновозрастными отложениями Ижма-Печор­ ской впадины, и из последней началась обратная миграция нефти и газа во вновь образованные структуры Печорской гряды. Таким

низких прилегающих к гряде участков Ижма-Печорской впадины.

290

В 1961 г. была предложена единая схема формирования ме­ сторождений юго-восточного Притиманья (Б. Я- Вассерман, 1961).

восстанавливал геологическую историю основных тектонических элементов и структур от среднедевонского до мезозойского и сов­ ременного периодов. Б. Я- Вассерман впервые указал на относи­ тельно молодой возраст Ухтинского поднятия и ряда других ло­ кальных структур юго-восточного Притиманья, подчеркнул как важную закономерность приуроченность большого количества ме­ сторождений нефти и газа к линии регионального выклинивания среднедевонских песчаников и роль этой зоны выклинивания в фор­ мировании месторождений, отметил зависимость нефтегазоносное™ структур от времени их формирования и положения относительно основных путей миграции углеводородов, вывел зависимость газо­ носности или нефтеносности структур от изменения их гипсометри­ ческого положения в геологической истории и от изменения в них пластовых давлений относительно давления насыщения нефти га­ зом, а также рассмотрел условия и время формирования отдель­ ных месторождений нефти и газа.

Аналогичная схема в 1963 г. предложена коллективом ра­ ботников ВНИГРИ под руководством С. М. Домрачева. С.М. Дом­

глубину 3,5—5 км и формировании в прогибах и на их склонах пре­ имущественно газовых и газоконденсатных залежей, причем в ка­ честве основного фактора он принимает абсолютную глубину по­

морфизации в глубоких прогибах, так и за счет поступления глу­ бинного метана неорганического происхождения.

Авторы работы исходят из органической теории происхождения нефти и газа в варианте нефтегазоматеринских свит. Они вы­ деляют несколько самостоятельных циклов нефтегазообразования (С. П. Максимов, 1964, 1972) в девонских, каменноугольных, перм­ ских и, возможно, мезозойских отложениях.

К возможно нефтегазопроизводящим породам (К. Ф. Родио­ нова, С. П. Максимов, 1970)-в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции могут быть отнесены:

1) терригенный и терригенно-карбонатный комплекс поддоманиковых отложений девона в составе нижнедевонских, верхнеэйфельских, живетских и пашийских отложений, представленных преимущественно сероцветными, богатыми обугленными органиче­ скими остатками, глинистыми, глинисто-мергелистыми, глинисто­ карбонатными, алевролитовыми и песчаниковыми породами

суммарной мощностью в восточной краевой части платформы до 700 м и в районе Печорской гряды и Колвинского мегавала более

1500 м;

2) карбонатно-кремнистые с прослоями черных битуминозных сланцев отложения доманикового и мендымского возраста, а также терригенно-карбонатные породы верхнефранского и фаменского ярусов;

3) терригенный и терригенно-карбонатный комплекс отложений турнейского яруса. Мощная турнейская терригенная толща, раз­ витая на юго-востоке провинции, по своему строению и фациаль­ ным особенностям отложений во многом схода с терригенной тол­ щей Камско-Кинельской системы прогибов Волго-Уральской про­ винции;

4) терригенный комплекс средневизейского возраста (угленос­ ная свита), развитый преимущественно в восточной части совре­ менной Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба и на южных структурах Печорской гряды;

5) терригенно-карбонатный комплекс отложений нижней перми, представленный глинистыми известняками, сакмаро-ар- тинского возраста и очень мощной в Предуральском прогибе тол­ щей песчано-алевритово-аргиллитовых пород верхнеартинского и кунгурского возраста.

По А. В. Иванову, В. И. Богацкому и другим (1964), тип осад­ ков, выполняющих нижнепермский краевой прогиб в Верхнепе­ чорской впадине, и геохимическая обстановка его накопления в условиях устойчивого прогибания морского бассейна с восстано­ вительной обстановкой, а также значительная обогащенность от­ ложений органическим веществом свидетельствуют в пользу отне­ сения нижнепермской толщи к нефтегазопроизводящей. В подтвер­ ждение этого заключения можно указать на обилие во всей нижнепермской толще углеводородов, от небольших скоплений до средних и весьма крупных залежей нефти (Шапкинское, Усинское, Сынинское, Северо-Савиноборское, Пашнинское месторождения и др.), газа (Курьинское и Рассохинское месторождения) и газокон­ денсата (Вуктыльское месторождение). Значительный интерес представляет также мощная угленосная толща перми, развитая в наиболее северных впадинах прогиба. Ряд авторов приходят к вы­ воду, что потенциальная возможность многих угленосных толщ генерировать углеводороды определяется главным образом харак­ тером диагенеза отложений. Угленосные толщи, характеризующиеся восстановительными условиями при диагенезе, испытывая затем длительное погружение и катагенез, соответствующий стадиям блестящих, бурых, длиннопламенных и газовых углей, могут, по мнению Г. И. Теодоровича и М. В. Багдасаровой, переходить в неф­ тепроизводящие. При более глубоком катагенезе до стадии жирных углей угленосная толща может приобрести свойства нефтегазопро­ изводящей. В соответствии с этой закономерностью в восточной части Русской платформы и в частности в Тимано-Печорской про­

292