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

нефти. При этом нефть, подстилающая газовые шапки, отдавлива­ лась и мигрировала вверх по восстанию слоев к своду Ухтинской складки. Процесс отдавливания нефти из ловушек продолжался до тех пор, пока высота нефтяной оторочки не становилась настолько незначительной, что через эту оторочку в месте наименьшей ам­ плитуды структуры («точка просачивания») избыточное количество газа начинало прорываться и мигрировать вверх по восстанию кол­ лектора. Естественно, что при такой небольшой высоте нефтяных оторочек количество нефти, содержащейся в них, также было не­ большим. Эта нефть изменялась под воздействием подстилающих радиоактивных вод значительно больше, чем в случае крупных

Рис. 69. Схема последовательного заполнения ловушки нефтью и газом при пластовом давлении ниже давления насыщения.

нефтяных залежей, так как площадь водонефтяного контакта ос­ тается в этих случаях практически одинаковой, а геологические запасы нефти резко уменьшаются.

Таким образом, к настоящему времени на месте существовав­ шей к концу палеозоя единой Верхнеижемской структурно-страти­ графической ловушки, содержавшей в эйфельских и живетских от­ ложениях колоссальные запасы нефти, сохранились газовые залежи в более мелких структурных и литологических ловушках, суммар­ ный объем которых значительно меньше объема первоначальной единой залежи нефти. Вероятно, значительная часть нефти была утеряна (рис. 70).

Несомненно, что некоторое количество нефти было вовлечено в вертикальную миграцию по трещинам, рассеяно по толще верх­ недевонских и каменноугольных отложений, израсходовано на об­ разование вкрапленных и импрегнированных руд асфальтита.

305

Наконец, отнюдь не малое количество жидких и газообразных углеводородов в мезо-кайнозойское время ушло в атмосферу в сво­ довой части Ухтинской складки, где породы претерпели особенно большой подъем и имели наибольшую трещиноватость, а толща отложений, залегающая над продуктивными пластами и служащая покрышкой для среднедевонских залежей нефти, в результате раз­ мыва имела минимальную мощность и уже не обеспечивала достаточной сохранности залежей. При этом формирование ме­ сторождения тяжелой нефти происходило по схеме, описанной выше.

Территория Ижма-Печорской впадины в мезо-кайнозойское время испытывала подвижки отдельных блоков фундамента, обус­ ловившие окончательное формирование современного структур­ ного плана. Именно в послепермское время здесь были оконча­ тельно сформированы такие структуры как Западно-Тэбукская, Тэбукская, Джьерская и структуры Мичаю-Пашнинской зоны. На палеоструктурных картах, построенных для района ЗападноТэбукского месторождения, видно, что конфигурация и емкость Западно-Тэбукской структурно-стратиграфической ловушки, обра­ зованной сочетанием структурного выступа с линией выклинива­ ния среднедевонских отложений, с течением времени несколько менялись, но ее положение в плане оставалось постоянным. По­ этому нефтяная залежь в среднедевонских отложениях, сформиро­ вавшаяся здесь в конце девонского и в каменноугольное время, в дальнейшем только несколько меняла свою форму.

Расположенная несколько юго-восточнее Тэбукская структура, как и Западно-Тэбукская, была в основном сформирована в после­ пермское время, но поскольку в верхнедевонское и каменноуголь­ ное время на месте современной Тэбукской структуры литоло­ гические и структурные ловушки отсутствовали и слои имели равномерный подъем к северо-западу, углеводородные флюиды свободно мигрировали через эту площадь до Западно-Тэбукской или Верхнеижемской структурно-стратиграфической ловушек, где и образовали промышленные скопления. Именно поэтому соб­ ственно Тэбукская структура не содержит залежей нефти и газа

(Б. Я. Вассерман, 1960, 1964).

Примерно также может быть объяснена нефтеносность живетских и обводненность эйфельских песчаников на Джьерской струк­ туре (Б. Я. Вассерман и др., 1965). В верхнедевонскую эпоху на месте современной Джьерской складки существовал широтный структурный выступ, образовавший в сочетании с линией выклини­ вания песчаников живетского яруса структурно-стратиграфическую ловушку, в которой и аккумулировались углеводороды, мигриро­ вавшие на запад. В эйфельских песчаниках, граница распростра­ нения которых проходит значительно западнее Джьерской струк­ туры, такой структурно-стратиграфической ловушки в конце девона и в карбоне не существовало, а следовательно, не образовалось и залежи.

Особый интерес представляет анализ формирования нефтяных месторождений в структурах Мичаю-Пашнинской зоны. На Мичаюской, Северо-Савиноборской и Восточно-Савиноборской струк­ турах промышленно нефтеносными являются песчаники пашийского горизонта и отдельные линзовидные прослои песчаников са­ мой верхней части живетского яруса. Основные песчаники средней и нижней части живетского яруса суммарной мощностью 200— 250 м оказались обводненными. Это, по-видимому, объясняется тем, что упомянутые структуры начали формироваться только в верхне­ каменноугольное время, когда над среднедевонскими продуктив­ ными горизонтами уже накопилась толща осадков мощностью бо­ лее 1400 м. Миграция углеводородов на запад вверх по восстанию слоев по регионально выдержанным песчаным коллекторам живет­ ского и эйфельского ярусов к этому времени, вероятно, уже была завершена, и лишь в невыдержанных песчаных прослоях и линзах верхней части живетского яруса и пашийского горизонта, где бо­ ковое перемещение флюидов было затруднено литологической из­ менчивостью пород, залежи нефти сохранились.

Иная картина наблюдается на Пашнинской структуре, которая начала формироваться в фаменский век и уже к визейскому веку имела амплитуду не менее 60—80 м. Ранним временем формирова­ ния Пашнинской структурной ловушки и ее высокой амплитудой объясняется нефтенасыщенность значительной части песчаников живетского яруса и наличие газоконденсатной залежи в песчани­ ках эйфельского яруса.

Из рассмотрения строения Пашнинского и других месторожде­ ний Ижма-Печорской впадины можно сделать заключение о веро­ ятной миграции углеводородов в среднедевонских отложениях в виде нефти с полностью растворенным в ней газом.

Действительно, поскольку на месте Пашнинской и других струк­ тур, начиная с фаменского или по крайней мере с каменноуголь­ ного времени, уже существовали структурные ловушки, то в случае одновременной миграции жидких и газообразных углеводородов с востока из более погруженных участков девонского седиментационного бассейна по законам дифференциального улавливания первые на пути миграции ловушки Мичаю-Пашнинского вала должны были заполниться только газом с небольшими нефтяными оторочками. Однако в действительности этого не наблюдается. Практически нефти почти всех месторождений юга Ижма-Печор­ ской впадины резко недонасыщены газом, давление насыщения колеблется в очень небольших пределах, что возможно лишь при одинаковом соотношении в каждом из месторождений жидких и газообразных углеводородов, т. е. при отсутствии в этих место­ рождениях газовых шапок в процессе их формирования. Выше было показано, что резкий подъем Пашнинской структуры с выде­ лением части растворенного газа в каждой из залежей в виде газо­ вых шапок отразился на характеристике нефтей в залежах и привел к образованию газоконденсатной залежи в III пласте эйфельского

306

яруса и повышенному давлению насыщения в пашийском гори­

зонте.

Если считать, что растворимость газа в нефти с течением вре­ мени почти не менялась или менялась в очень незначительной сте­ пени, то судя по давлению насыщения, составляющему для нефтей Ижма-Печорской впадины 120—140 кгс/см2, миграция углеводоро­ дов происходила лишь при пластовых давлениях не менее 120 кгс/см2, т. е. при погружении осадков на глубину 1000—1100 м.

Формирование залежей нефти и газа в нижнефранских отложе­ ниях происходило примерно так же, как в продуктивных пластах эйфельского и живетского ярусов, но характер распределения нефти и газа по площади значительно усложнялся литологической невыдержанностью пластов. Боковая миграция углеводородов по этим слоям на сколько-нибудь значительные расстояния была за­ труднена. Однако если признавать только ограниченную боковую миграцию, то почти все песчаные линзы в 1а и 16 пластах должны быть насыщены углеводородами за счет выжимания последних из окружающих глинисто-алевролитовых частей пластов. В действи­ тельности же мы этого не наблюдаем, и линзы пашийских песча­ ников с промышленным насыщением нефтью или газом встреча­ ются, как правило, в наиболее повышенных частях структур.

Не наблюдается в песчаных линзах аномального давления, ко­ торое свидетельствовало бы об их полной изолированности. Обычно в песчаниках пашийского горизонта пластовые давления почти не отличаются от приведенных гидростатических. Особенно отчет­ ливо это видно на примере структур Омра-Сойвинского поднятия. Весьма вероятно, что наряду с первичной миграцией углеводородов в пашийских отложениях из глин и алевролитов в песчаные линзы и ограниченной латериальной миграцией по сообщающимся линзам, насыщение последних происходило и за счет вертикальной мигра­ ции по трещинам через маломощные глинисто-алевролитовые раз­ делы из нижележащих песчаников живетского яруса.

Отложения живетского яруса, достигающие в восточных частях района мощности 300—350 м и более, имеют преимущественно пес- чано-алевролитовый состав с небольшим количеством глинистых прослоев, причем почти все прослои как бы представляют собой единую гидродинамическую систему. Поэтому углеводородные флюиды могли транспортироваться по выдержанным песчаным пластам живетского яруса со значительной нефтесборной площади в наиболее структурно приподнятые участки и образовывать здесь залежи, из которых затем часть нефти и газа путем вертикальной миграции могла переместиться в вышележащие пашийские линзы песчаников через 5—10-метровый глинистый раздел. Некоторое количество углеводородных флюидов в процессе миграции по ос­ новным песчаникам живетского яруса улавливалось отдельными выклинивающимися песчаниковыми прослоями, в которых образо­ вались литологически экранированные залежи нефти и газа. При­ мером могут служить залежи нефти и газа в отдельных песчаных

прослоях 1в пласта на Нижнеомринском месторождении, вскв.36 и 53 Джебол и др.

На вероятность фильтрации нефти из 1в пласта на Нижнеомрин­ ском месторождении в вышележащие пашийские отложения указы­ вает А. Н. Желудев (1953), анализировавший состав нефтей Верхнеижемского и Ухтинского районов. Он считает, что нефть I в, I б пластов и в особенности 1а пласта на Нижнеомринском место­ рождении по своим свойствам очень близка к свойствам фильтро­ ванных нефтей.

Относительно условий формирования залежей нефти в карбо­ натных отложениях верхнефранского и фаменского ярусов верхнего девона из-за их слабой изученности в настоящее время могут быть сделаны только самые общие замечания. Резко отличный от поддоманиковых нефтей состав, весьма низкая газонасыщенность, повышенное содержание серы и ряд других признаков позволяют предполагать, что они имеют свой собственный источник проис­ хождения. К возможно нефтематеринским породам в верхнем этаже нефтеносности могут быть отнесены глинистые и глинисто­ карбонатные толщи пород верхней части франского и фаменского ярусов.

Ряд геологов допускают образование залежей нефти в карбо­ натах верхнего девона только за счет вертикальной миграции нефти из поддоманиковых отложений (Т. Г. Карасик, Т. И. Куш­ нарева и др.). Они основываются на том, что к настоящему времени все залежи нефти в фаменских и верхнефаменских известняках выявлены на структурах, где нефтеносны поддоманиковые отложе­ ния девона (Западный Тэбук, Пашня, Северный Савинобор, Луза, Уса и др.), тогда как за пределами границ распространения сред­ недевонских отложений в верхних горизонтах девона залежей нефти и газа не обнаружено.

Однако резкое различие свойств верхнедевонских и поддомани­ ковых нефтей, наличие мощных глинистых и глинисто-мергелистых толщ, разделяющих эти комплексы, заставляют сомневаться в пра­ вильности указанной точки зрения.

Вместе с тем резко неоднородный по площади и по разрезу состав верхнедевонских отложений обусловливает более сложную схему формирования скоплений углеводородов в верхнедевонском комплексе. Процессы региональной миграции в этом комплексе, вероятно, были возможны главным образом вблизи широко раз­ витых поверхностей региональных несогласий или внутри пачек, отвечающих регрессивным ритмам осадконакоплений, характери­ зующимся высокими, выдержанными на большие расстояния, кол­ лекторскими свойствами. Схема формирования залежей в этих ин­ тервалах разреза, вероятно, близка к описанной выше схеме для отложений поддоманиковой толщи и в общем виде согласуется с принципами дифференциального улавливания при наличии необ­ ходимой флюидоупорной покрышки. Однако большая часть девон­ ского разреза сложена резко изменчивыми по площади фациями,

308

представленными от почти непроницаемых глин и отложений доманикового типа до кавернозных закарстованных образований рифогенного типа. Пространственные границы разнофациальных зон ■слабо изучены. При этих условиях вполне вероятно наличие мест­ ных локальных зон нефтегазопродуцирования и нефтегазонакопления. Примером может служить залежь нефти в верхнефранском рифе Западно-Тэбукской площади.

Отсутствие залежи в аналогичном рифе на Джьерской пло­ щади объясняется отсутствием покрышки. Таким образом, можно сделать следующие выводы.

1. Огромную роль при формировании залежей нефти и газа

вдевонских отложениях южной части Тимано-Печорской провин­ ции играла западная граница распространения песчаных коллекто­ ров эйфельского и живетского ярусов. Большая часть известных здесь к настоящему времени крупных месторождений нефти и газа

всреднедевонских отложениях расположена в непосредственной

близости от линии их выклинивания, а часть залежей является ти­ пичными структурно-стратиграфическими.

2.Залежи нефти в среднедевонских и пашийских отложениях были в основном сформированы в конце верхнедевонского и в ка­ менноугольное время, и в дальнейшем происходило лишь их пе­ рераспределение под воздействием таких факторов, как изменение структурных форм, емкости ловушек, пластового давления в зале­ жах и т. д. Следы переформирования залежей имеются на боль­ шинстве изученных месторождений.

3.Из структур, расположенных вдали от границы выклинива­ ния среднедевонских отложений, наиболее перспективными явля­ ются структуры древнего заложения (не позднее каменноуголь­

ного времени).

4.Характеристика девонских месторождений Ижма-Печорской впадины указывает на то, что их формирование происходило при миграции нефти с полностью растворенным в ней газом, о чем сви­ детельствуют близкие почти во всех нефтяных залежах давления насыщения при большом различии в пластовых давлениях.

5.В девонских месторождениях южной части Тимано-Печор­ ской провинции дифференциальное улавливание газа и нефти имело особенно большое значение при переформировании образовав­

шихся ранее залежей, когда при понижении пластового давления ниже давления насыщения в сводах структур скапливались газо­ вые шапки за счет выделения в свободную фазу газа, ранее пол­ ностью растворенного в нефти. Нефть при этом вытеснялась из структур и мигрировала вверх по восстанию слоев до следующей ловушки.

6. При миграции углеводородов по цепи сообщающихся между собой ловушек в области пластовых давлений выше давления на­ сыщения будут образовываться чисто нефтяные залежи, а при ве­ личинах пластовых давлений, меньших чем давление насыщения и равных ему, будут формироваться газовые или газонефтяные

309

залежи. Соотношение между объемами газовой шапки и нефтяной оторочкой зависит от емкости ловушки и количества протекших через нее нефти и газа. В наиболее высокой ловушке может об­ разоваться чисто нефтяная залежь при утечке газа из газовой шапки в вышележащие горизонты или атмосферу. В случае герме­

на месторождениях Верхнеижемского района и Омра-Сойвинского поднятия образовались за счет выделения газа из нефти при зна­ чительном снижении пластового давления. В тех районах ИжмаПечорской депрессии и других платформенных впадин и валов, где пластовое давление в поддоманиковых отложениях девона на протяжении верхнедевонского, каменноугольного и мезо-кайнозой- ского времени не понижалось ниже давления насыщения, т. е. ниже 120—140 кгс/см2, в среднедевонских и пашийских отложениях сле­ дует ожидать только чисто нефтяных залежей. Этот вывод имеет очень большое практическое значение, поскольку он позволяет обоснованно выделять территории, благоприятные для поисков в девонских отложениях преимущественно нефтяных месторож­ дений.

8. Наиболее перспективны для поисков газовых и газоконден­ сатных залежей в девонских отложениях крупные структурные эле­ менты, испытавшие на протяжении своей геологической истории неоднократные вертикальные движения различного знака и боль­ шой амплитуды. Примером могут служить Печоро-Городское, Пе- чоро-Кожвинское и Картаиольское месторождения Печоро-Кож- винского мегавала, где в среднедевонских отложениях выявлены газоконденсатные залежи и залежи легкой высокопарафинистой нефти.

9. В северных районах провинции в среднедевонских отложе­ ниях выявлены пока лишь отдельные крупные залежи (Усинская, Верхнегрубешорская, Возейская, Харьягинская) легкой, недонасыщенной газом нефти с повышенным содержанием парафина. По-видимому, при погружении нефтяных залежей на большие глу­ бины (5—5,5 км) происходит обогащение нефти парафином, на что указывает палеотектонический анализ по месторождениям Пе- чоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов и Шапкина-Юрьяхин- ского вала.

10. В северных районах, так же как и на юге провинции, при формировании залежей нефти и газа в среднедевонских отложе­ ниях очень большую роль играли линии регионального выклини­ вания песчаных коллекторов, что наглядно видно на примере Усинского и Возейского месторождений, где залежи приурочены к структурно-стратиграфическим ловушкам, образованным сочета­ нием положительных структур с линиями выклинивания среднеде­ вонских песчаников.

11. Территория северных и восточных районов Тимано-Печор- ской провинции до самого последнего времени оставалась доста­

310

точно мобильной, на что указывают резкие изменения мощностей отдельных стратиграфических комплексов и наличие в разрезе зна­ чительных перерывов в осадконакоплении. Эти перестройки струк­ турных планов, несомненно, сопровождались процессами перефор­ мирования залежей нефти и газа в среднедевонских отложениях, следы которых мы наблюдаем в целом ряде случаев (остаточное нефтенасыщение, твердый битум и т. д.).

З а л е ж и н е фт и и г а з а в к а м е н н о у г о л ь н ы х и п е р м ­

отложениями девона значительно слабее, выявленные и разведан­ ные залежи и месторождения нефти и газа часто расположены вдали друг от друга или небольшими группами в различных тек­ тонических областях, а взаимосвязь между ними не всегда доста­ точно четкая.

Турнейский комплекс терригенных отложений, широко разви­ тый в южной части Тимано-Печорской провинции и достигающий к юго-востоку от Омра-Сойвинского поднятия 450—500 м, содер­ жит заключенные среди глин многочисленные не выдержанные по простиранию прослои и линзы песчаников и алевролитов. Турнейские отложения выполняют существовавшую в верхнем девоне не­ компенсированную впадину и в настоящее время регионально на­ клонены на юго-восток и восток в сторону Предуральского прогиба. На фоне этого регионального погружения лишь местами террасо­ видные выполаживания слоев и малоамплитудные брахиантиклинальные структурные осложнения (Джебол, Южный Джебол, Палью, Правобережная и др.).

Кголовам выклинивающихся вверх по восстанию песчаниковых

иалевролитовых слоев приурочены многочисленные мелкие за­

лежи газа (Троицко-Печорская площадь), нефти (Ягтыдинская, Северо-Мылвинская, Джебольская площади) и газоконденсата (Джебольская площадь). Крупных и высокоамплитудных структур, благоприятных для образования больших залежей нефти и газа, в зоне развития турнейской терригенной толщи в восточной крае­ вой части платформы и западного борта Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба поисковыми работами не выявлено.

Палеоструктурный анализ показывает, что к началу кунгурского века в Верхнепечорском районе на месте Джебольской, Юж- но-Джебольской, Правобережной и других площадей в турнейских и девонских отложениях существовали структурные и структурно­ литологические ловушки с достаточно большой емкостью, в кото­ рых могли содержаться значительные по размерам газонефтяные залежи. В кунгурское, верхнепермское и особенно послепермское время, когда формировался Предуральский прогиб и произошло резкое воздымание Тимана, вся территория Верхнепечорского рай­ она приобрела значительный наклон на восток, что привело к час­ тичному (Джебол) или даже полному (Правобережная и др.) раскрытию структурных и структурно-литологических ловушек

311

спревращением последних в структурные носы, раскрывающиеся

всеверо-западном направлении. Газонефтяные залежи при этом расформировывались или резко уменьшались в объеме.

При уменьшении емкости ловушек из них начинала двигаться вверх по восстанию слоев нефть из нефтяных оторочек, за счет которой и образовались многочисленные мелкие залежи нефти и

газа в головах выклинивающихся или замещающихся глинами пластов-коллекторов. Из газовых залежей с небольшими нефтя­ ными оторочками при их дальнейшем погружении и возможном частичном подтоке газообразных углеводородов с востока из более погруженных районов Предуральского прогиба могли образоваться структурные и структурно-литологические газоконденсатные за­ лежи типа Джебольских. Большое количество выклинивающихся и замещающихся песчаных и алевролитовых прослоев, располо­ женных на разных стратиграфических уровнях в турнейской терригенной толще при большой общей мощности последней, обусловило весьма сложную картину распределения залежей нефти, газа и га­ зоконденсата в ее разрезе.

Так, мелкие газовые залежи в турнейских отложениях встре­ чены на глубинах от 750 м (Троицко-Печорская площадь) до 1600 м (Джебол скв. 10), газоконденсатные залежи — на Джебольской структуре на глубинах от 1320 до 1580 м и залежи нефти — на глубинах от 900 м на Северной Мылве до 1140 м на Ягтыдине и 1620 м на Джеболе. Практически все встреченные в турнейских терригенных отложениях залежи газа, нефти и газоконденсата яв­ ляются литологически ограниченными или структурно-литологиче­ скими. Формирование их происходило, вероятно, главным образом за счет генерации углеводородов в самой толще терригенных осад­ ков турнейского яруса и последующей их латеральной миграции по сложно построенным пластам-коллекторам. В то же время нельзя полностью исключить и частичное поступление углеводоро­ дов из поддоманиковых отложений девона путем вертикальной ми­ грации через сравнительно маломощную (100—150 м) толщу франских и фаменских отложений, представленных здесь породами доманиковой фации.

Отложения средневизейского терригенного комплекса наиболее изучены в районе среднего течения Печоры. Интересен факт пол­ ного выпадения из разреза средневизейских отложений в своде Переборской структуры, тогда как на крыльях и периклиналях мощность их достигает 150 м. Несомненно, он свидетельствует о начале формирования структур Печоро-Кожвинского мегавала не позднее нижнекаменноугольного времени. Кроме того, глубокий предкунгурский размыв и сильная дислоцированность всех палео­ зойских и триасовых отложений на структурах Печоро-Кожвин­ ского мегавала свидетельствуют о многофазности формирования

этих структур.

Крупные размеры и высокая амплитуда ряда локальных струк­ тур (Аранецкая, Переборская и др.), наличие в средневизейских

312