Джеболское месторождение в Коми АССР
А. Я. КРЕМС, С.Ф. ЗДОРОВ, А. В. ИВАНОВ
В апреле 1956 г. в Коми АССР на территории Тимано-Печорекой газонефтеносной провинции, в бассейне верхнего течения р. Печора, на новой Джеболской площади был получен первый газовый фонтан из разведочной скв. 1 с глубины 1577-1571 и 1566-1562 м.
Стратиграфически указанные интервалы отвечают нижней части терригенной толщи нижнего карбона (турне), мощность которой в Верхне-Печорском районе составляет около 500 м. Эту толщу ухтинские геологи считают аналогом подобной терригенной толщи Мухановского месторождения и других месторождений Волго-Уральской нефтеносной области.
Дебит газа при фонтанировании скв. 1 на Джеболской площади составлял около 350 тыс. м3 в сутки через 2 1/2'' трубки, спущенные до верхних дыр перфорированного интервала. Газ содержал конденсат в количестве 210-240 см3 на 1 нм3 газа. Пластовое давление, замеренное при помощи глубинного манометра, на глубине 1560 м составило 165,8 кг/м2. Температура на этом уровне плюс 33°.
Таким образом, разведочная скв. I открыла на Джеболской площади промышленную залежь конденсатного газа, приуроченную к нижней V пачке терригенной толщи турне. Благодаря этому было открыто не только новое Джеболское газовое месторождение, но был открыт новый промышленный Верхне-Печорский район, располагающийся в 65-70 км от освоенного Ижма-Омринского газо-нефтеносного района.
В ноябре 1956 г. на Джеболской площади при опробовании интервала 1392-1385 м в разведочной скв. 3 был получен второй газовый фонтан. Дебит газа через 2 1/2" трубки составлял более 250 тыс. м3 в сутки. Газ содержал конденсат в количестве 150 см3/м3. Пластовое давление составляло 140,7 кг/см2.
Стратиграфически указанный интервал отвечает верхней части (III пачка) терригенной толщи турне. Он располагается на 200 м выше интервала, опробованного в скв. 1, из которого был получен газовый фонтан.
Это обстоятельство послужило основанием считать, что Джеболское месторождение является многопластовым, весьма перспективным с точки зрения возможного установления промышленных залежей газа и в других пачках (горизонтах) терригенной толщи турне. И не только газа, но и нефти, принимая во внимание, что на Краснокамском, Северо-Камском, Полазненском и Яринском месторождениях отложения среднего и нижнего карбона являются промышленно нефтеносными.
Помимо отложений карбона, весьма большой практический интерес на Джеболской площади приобретают отложения девонской системы, в первую очередь аналоги пашийской свиты нижнефранского подъяруса Волго- Уральской области, а также пласты и горизонты верхней части живетского яруса. Это вполне понятно, так как разведка и разработка соседнего Ижма-Омринского района показали заметное усиление нефтеносности отложений пашийской свиты в юго-восточном направлении, что достаточно наглядно можно видеть на рис. 1.
Ожидается, что это усиление нефтеносности девонских отложений получит наибольшее развитие на Джеболской площади и в целом в пределах всего Верхне-Печорского района. Для доказательства этого в настоящее время на девонские отложения на Джеболской площади бурится ряд разведочных скважин (скв. 5, 7, 8 и др.), которые уже вскрыли эти отложения и углубились в них на различные горизонты (рис. 2).
В стратиграфическом отношении Джеболская и соседние с ней площади Верхне-Печорского района изучены еще недостаточно. Это относится главным образом к девонским и более древним (доживетским) отложениям.
Представления же о разрезе каменноугольных отложений являются более уверенными, так как они, помимоуказанных скважин, основаны еще на бурении восьми разведочных скважин на Джеболе (скв. 1, 2, 3, 4, 5, 8, 10, 11), прорезавших эти отложения полностью.
Наиболее хорошо изучены кунгурские и верхнепермские отложения.
Породы фундамента и отложениядоживетского комплекса
Породы фундамента и покрывающие их континентальные отложения так называемого доживетского комплекса в Верхне-Печорском бассейне вскрыты лишь опорной скв. 1 Северная Мылва и поисково-стратиграфической скв. 1 Нюмылга-Вож (рис. 3). Обе они расположены в северо-западной и юго-западной оконечностях бассейна.
В разрезе опорной скважины породы фундамента представлены слюдистыми и глинистыми темно-серыми и красно-бурыми метаморфическими сланцами с прослоями кварцитов и прослойками кварца. Хорошо выраженная кора выветривания образована глинистой бесструктурной породой вишнево-красного цвета. Выше лежат осадки доживетского комплекса, значительно сокращенные в сравнении с более северными районами. В основании залегает подкрасноцветная толща мощностью 96 м, сложенная песчаниками, в основном красно-бурыми, серыми, розовыми, вверху с включениями гальки.
На этих песчаниках залегает красноцветная толща, образованная в нижней части красно-бурыми песчаниками, а в верхней - переслаиванием красно-бурых слюдистых аргиллитов и кварцевых песчаников косослоистых и местами конгломератовидных. Мощность толщи 109 м.
Из разреза выпадает так называемая карбонатная толща, венчающая разрез доживетского комплекса в левобережье р. Северная Мылва и севернее.
Отложения среднего и верхнего девона
В пределах Северо-Мылвинской площади общая мощность терригенно-карбонатных отложений верхнего девона составляет всего лишь 149 м, причем сокращение разреза происходит за счет верхней и нижней частей разреза.
На Джеболской площади отложения среднего девона полностью еще не вскрыты. О характере же верхнедевонских отложений можно судить главным образом по наиболее глубокой скв. 5, вскрывшей при забое 2157 м пашийскую свиту на глубину 39 м от ее кровли. Залегающий в подошве этой свиты (по старой стратиграфической схеме) пласт Iв, имеющий здесь мощность 39 м, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и известняков. Среди песчаников встречаются диагенетически измененные плотные и сливные разности. На глубине 2042-2156 м М.И. Нефедовой определена живетская фауна: Spirifer sp., Schuchertella (Stropeodonta)? sp., Atrypa ex. gr. aspera Schl., Ilmenia (?) sp.
Выше выделяются пласты Iб и Ia верхнепашийских отложений общей мощностью 28 м, представленные песчаниками, алевролитами и глинами.
Кыновские и саргаевские слои имеют мощность около 41 м и представлены преимущественно аргиллитоподобными глинами и реже песчаниками и известняками. Встречен Cyrtospirifer cf. murchisonianus Vern.
Доманиковые слои выделяются на Джеболской площади весьма четко, особенно на электрокаротажной диаграмме. Мощность их составляет здесь 36 м, и сложены они плотными аргиллитоподобными глинами, почти черными мергелями, крепкими известняками и реже песчаниками.
Залегающие выше мендымские слои (20 м) представлены преимущественно аргиллитоподобными глинами и реже известняками. Эти слои вместе с дома- никовыми слоями составляют среднефранский подъярус.
Верхнефранский подъярус выражен чередованием аргиллитоподобных известковистых глин и известняков и имеет мощность около 55 м.
Каменноугольные отложения
Эти отложения представлены на Джеболе всеми тремя отделами и выражены здесь наиболее полно.
В состав нижнего карбона входят турнейский и визейский ярусы. Турнейский ярус (С11) выражен преимущественно терригенными осадками, суммарная мощность которых составляет 500 м (терригенная толща), и расчленен на лихвинский и чернышинский подъярусы. В первом из них А.В. Дуркина выделяет следующие слои.
1. Слои с Endotyra communis, Quasiendothyra kobeitusana, литологически разделяющиеся на нижнюю карбонатную (40 м) и верхнюю терригенную (103 м) части.
2. Слои с Septatournayella njumolga, сложенные чередованием различных терригенных пород, как и подстилающие их слои, с преобладанием в нижней части песчаников, а в верхней, наиболее мощной, глинисто-алевролитистых пород. Мощность слоев колеблется от 105 до 140 м.
Слои с Septatournayella njumolga отвечают верхней части V продуктивной пачки разреза.
3. Малевский и упинский горизонты изучены наиболее полно. Они вскрыты всеми пробуренными на Джеболской площади разведочными скважинами. Слагаются глинами, алевролитами и песчаниками с прослоями глинистых известняков с фауной бисфер и гиппераммин мощностью 107-140 м. Как и для подстилающих слоев, мощность песчаников возрастает в северо-восточном направлении, доходя до 38 м. Пористость их в среднем не превышает 6%, проницаемость низкая и лишь в единичных случаях доходит до 12 миллидарси. Песчаники чаще плотные кварцитовидные. Эти отложения слагают IV и низы III продуктивных пачек.
Разрез турне заканчивается отложениями чернышинского подъяруса в составе черепетского горизонта. В нижней части последнего залегают песчано-глинистые породы с прослоями известняков мощностью 60-80 м. Черепетский горизонт слагает верхнюю часть III пачки и II пачку турнейского яруса.
Визейский ярус (С12) составляют отложения окского и серпуховского подъярусов, представленные:
а) алексинским горизонтом, сложенным в своей нижней части пестроцветными глинами, алевролитами и песчаниками с редкими прослоями известняков и гипса мощностью 19-32 м, характеризующими I пачку терригенной толщи Джебола; верхняя часть горизонта мощностью 14-32 м, выражена известняками, внизу с прослоями глин;
б) михайловским, веневским, тарусским и другими горизонтами, сложенными доломитами и доломитизированными известняками.
Суммарная мощность отложений визейского яруса равна 108-120 м.
Отложения среднего карбона представлены доломитами и доломитизированными известняками башкирского яруса (C21) мощностью 40 м и карбонатными в основном породами московского яруса (С22), в состав которого входят верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты. Суммарная мощность 200 м.
В толще верхнего карбона выделяются касимовский (25-30 м) и гжельский (25-30 м) подъярусы, литологически выраженные доломитами и доломитизированными известняками.
Пермские отложения
Отложения пермской системы представлены нижним и верхним ее отделами. В составе нижней перми выделяются три яруса - сакмарский, артинский и кунгурский - общей мощностью до 900 м. Первые два из них охарактеризованы фауной фораминифер, брахиопод и кораллов, органические же остатки в кунгурском ярусе встречаются весьма редко, и его расчленение основано главным образом на литологических признаках.
Нижняя граница нижней перми условно проводится в подошве швагеринового горизонта, хотя и назрел вопрос о перенесении ее к кровле последнего.
1. Сакмарский ярус (Р11) подразделяется на нижнесакмарский (P11-1) и верхнесакмарский (P11-2) подъярусы. К первому из них отнесены горизонты швагериновый с Pseudofusulina uralica и тастубский, ко второму - стерлитамакский. Швагериновый горизонт (P11-1) сложен органогенными известняками, реже доломитизированными, порой кремнистыми с фауной фузулинид, швагерин, брахиопод, гастропод, мшанок, остракод, пелеципод, кораллов и редко трилобитов. В Припечорье мощность горизонта колеблется от 5,5 до 35,3 м.
Горизонт с Pseudofusulina uralica 
в основном представлен органогенно-детритусовыми известняками,
развитыми в бассейне среднего и нижнего течения р. Северная Мылва.
К северу от с. Троицко-Печорск получает распространение фация доломитизированных известняков. Мощность горизонта меняется от 11,6 до 77,6 м.
Тастубский горизонт (P11tst) выражен известняками органогенно-обломочными, доломитизированными и глинистыми с фауной фораминифер, брахиопод, гастропод, пелеципод, колониальных и одиночных кораллов, криноидей и остракод. Мощность горизонта 114 м.
Стерлитамакский горизонт (Р11ster) к югу и юго-западу от Троицко-Печорска представлен известняками органогенными, псевдофузулиновыми, мшанково-брахиоподовыми, брахиоподово-криноидными, сильно перекристаллизованными. Мощность горизонта не превышает 33 м.
2. Артинский ярус (P21). В разрезе этого яруса выделяются подъярусы: нижнеартинский - в объеме бурцевского и иргинского горизонтов и верхнеартинский - в объеме саргинского и саранинского горизонтов. Суммарная мощность отложений возрастает в юго-восточном направлении, достигая 149 м в районе Джебола.
Нижнеартинский подъярус (Р12-1) представлен известняками органогенно-обломочными, обычно фораминиферо-брахиоподовыми и криноидными, порой доломитизированными, глинистыми и окремненными. Мощность подъяруса к югу от Троицко-Печорска равна 65-109 м.
Верхнеартинский подъярус (P12-2) в южных разрезах бассейна Верхней Печоры литологически четко расчленяется на четыре известняково-глинистые пачки общей мощностью 58- 91 м.
3. Кунгурский ярус (P13) наиболее типично выражен в левобережной части бассейна р. Печора, к югу от Джебола, где его мощность, возрастая в юго-восточном направлении, колеблется от 250 до 620 м.
В пределах яруса четко устанавливается присутствие лишь филипповской и иреньской свит. Положение же Соликамской свиты менее определенное, поскольку ее фациальный состав отличен от классических разрезов Приуралья, а фаунистическая характеристика отложений этой свиты почти отсутствует.
В составе филипповской свиты (Р13 phil) литологически выделяются четыре пачки: нижняя ангидритовая, нижняя карбонатная, верхняя ангидритовая, верхняя карбонатная. Мощность всей свиты колеблется от 90 до 150 м.
Иреньскую свиту (P13 ir) по литологическим признакам можно разделить на две толщи. Нижняя представлена чередованием ангидритов с доломитами, доломитизированными известняками и глинами. В разрезе верхней толщи преобладают глины с прослоями доломитов и ангидритов. В кровле залегают слои ангидрита и гипса.
Характернейшей особенностью состава иреньской свиты является появление в ее разрезе в пределах южной части Тыбьюской площади толщи каменных и калийных солей мощностью 220 м, из которых на долю карналлитов и сильвинитов зоны калийных солей приходится 23,5 м. Суммарная мощность слоев каменной соли составляет 164 м.
Мощность иреньской свиты колеблется от 175 до 536 м, закономерно возрастая в юго-восточном направлении.
Аналоги Соликамской свиты кунгура представлены чередованием алевролитов и глин с прослоями глинистых известняков и доломитов. Мощность этих отложений колеблется от 5 до 75 м.
Отложения верхнего отдела перми в Верхне-Печорском бассейне представлены толщей в основном континентальных терригенных пород, залегающей на гидрохимических, реже песчано-глинистых осадках кунгурского яруса и перекрытой четвертичными отложениями.
В пределах бассейна мощность верхнепермских отложений колеблется от 100 до 440 м, нарастая в восточном направлении. Из-за бедности фауны в основу расчленения этих отложений положено комплексное изменение минералогического состава тяжелых фракций. Выделяются три свиты: свита Р2a, сложенная частым переспаиванием песчаников, алевролитов, глин, аргиллитов с редкими прослоями мергелей и известняков; свита Р2в литологически отличающаяся от свиты Р2 несколько большим содержанием карбонатных пород и гравелитов, и свита Р2с, типично выраженная для более северных районов и представленная чередующимися прослоями глин, песчаников, алевролитов с возрастающей ролью гравелитов и глинистых известняков.
Возраст указанных трех свит точно пока не установлен; условно он принимается как уфимский-казанский.
Тектоника
Первое достаточно четкое представление о тектонике Джеболского месторождения было получено на основании данных сейсмической съемки методом отраженных волн, проведенной в 1950-1951 гг.
Согласно данным этой съемки структура месторождения по отражающему горизонту - по залеганию кровли терригенной пачки нижнего карбона (турне) - рисовалась в виде брахиантиклинальной складки платформенного типа, практически меридионального простирания (см. рис. 2).
Складка имела ярко выраженное асимметричное строение: восточное ее крыло характеризовалось пологим падением пластов (20-25 м на один километр), а западное представлялось в 2-3 раза круче. Асимметричное строение складки наблюдалось и по профильной ее оси: северное периклинальное погружение было пологим, а южное более крутым.
Поскольку Джеболская структура являлась в Верхне-Печорском районе первой структурой, подготовленной при помощи сейсмической съемки к глубокому разведочному бурению, для наибольшей уверенности перед заложением на ней глубоких разведочных скважин был пробурен на западном крыле складки профиль структурно- колонковых скважин до маркирующих горизонтов в нижнепермских отложениях, который действительно подтвердил западное падение пластов на общем восточном региональном погружении здесь фундамента платформы в сторону Предуральского прогиба.
Это ясно говорило о том, что Джеболская структура действительно существует и, видимо, представляет собой локальное поднятие в системе крупной Верхне-Печорской тектонической полосы, протягивающейся в меридиональном направлении в пределах непосредственно восточной краевой зоны Русской платформы. В дальнейшем это представление получило подтверждение данными электроразведочных работ, на основании которых в пределах левобережья Верхней Печоры действительно выявилась широкая меридиональная полоса аномалий (поднятий) в залегании опорного электрического горизонта, стратиграфически приурочивающегося к толще нижнепермских отложений.
Последующие данные структурно-колонкового бурения, проведенного в сравнительно широких масштабах в южном направлении от Джеболской и Южно-Джеболской структур, на площади, в пределах которой не получалось четких коррелирующихся сейсмических отражений из-за наличия здесь неблагоприятных сейсмо-геологических условий, окончательно подтвердили существование Верхне-Печорской тектонической полосы структур платформенного типа, протягивающейся непосредственно в краевой зоне платформы практически параллельно простиранию Уральского хребта.
К настоящему времени в системе этой тектонической полосы выявлены, кроме Джеболской и Южно-Джеболской структур, Верхне-Ынатская, Правобережная, Тыбьюская и другие структуры (см. рис. 1). В юго-восточном направлении от Правобережной структуры в течение зимнего сезона 1956/57 г. было получено при помощи сейсморазведки и электроразведки указание на наличие в пределах правобережья Печоры ряда новых структур (Дозмерская, Пожегская, Курьинская, Северо-Курьинская и др.), которые развиваются на территории самой краевой части платформы и частично переходят, по-видимому, в пределы западного борта Предуральского прогиба.
Таким образом, зона Предуральского прогиба, главным образом западный борт этого прогиба представляет собой в пределах Тимано-Печорской газо-нефтеносной провинции весьма интересный в тектоническом отношении объект, характеризующийся возможным наличием структур. Ожидается что территория западного борта Предуральского прогиба должна еще характеризоваться наличием зон «выклинивания» продуктивных пластов девона и карбона вверх по их восстанию. Подобные зоны, как известно, обусловливают в «головах» выклинивающихся пластов формирование так называемых стратиграфических залежей нефти и газа.
Возвращаясь к детальному рассмотрению строения Джеболской структуры, следует отметить, что данные глубокого разведочного бурения показали заметные отличия в этом строении от ранее выявленного при помощи сейсмической съемки методом отраженных волн (см. рис. 2).
Так, если пробуренные и бурящиеся в настоящее время глубокие разведочные скважины на Джеболском месторождении закладывались по сейсмической структурной карте в пределах сводовой части структуры месторождения, то по полученным в процессе глубокого разведочного бурения данным они оказались на южном периклинальном окончании этой структуры (ом. рис. 2). В результате в той части площади, где по данным сейсморазведки рисуется северное «замыкание» изолинии 1200 м и намечается таким образом северное периклинальное погружение структуры месторождения, изогипсы кровли терригенной толщи турне (по данным глубокого разведочного бурения) только начинают «раскрываться» в северо-северо-западном направлении, обрисовывая здесь, по-видимому, лишь самую южную часть широкого свода Джеболской структуры.
Следует отметить, что это простирание может далее развиваться либо в северо-северо-западном направлении в сторону находящихся в настоящее время в разработке и эксплуатации газо-нефтяных месторождений Ижма-Омринского района (Нибельское, Верхне-Омринское, Нижне-Омринское и др.), либо практически в меридиональном направлении, вдоль восточной границы платформы.
В первом случае Джеболская структура будет представлять юго-восточное продолжение полосы структур Ижма-Омринского района (см. рис. 1); при этом по мере приближения непосредственно к краевой зоне платформы, испытавшей прямое влияние горообразующих усилий при формировании Урала, Джеболская структура в пределах развития южной своей периклинальной части изменила простирание с юго-восточного на меридиональное. При формировании всех остальных структур Верхне-Печорского района, располагающихся южнее Джеболской структуры, это меридиональное простирание, видимо, полностью сохранилось.
Во втором случае Джеболская структура будет представлять одну из локальных структур в системе меридиональной тектонической полосы Джебол-Савинобор-Лемью, протягивающейся вдоль непосредственно окраинной зоны Русской платформы на территории Тимано-Печорской провинции (см. рис. 1).
Глубокое разведочное бурение на Джеболском месторождении покажет в ближайшее время, какой из рассмотренных выше двух вариантов строения структуры этого месторождения окажется отвечающим действительности и какова вообще форма и размеры этой структуры. Решение данного вопроса в свою очередь внесет соответствующую ясность и в суждение о перспективах Джеболского месторождения, так как после получения весьма благоприятных результатов бурения разведочных скв. 1 и 3 опробование всех основных возможно продуктивных пачек терригенной толщи турне в разведочных скв. 2, 4 и 11 оказалось неблагоприятным и они были ликвидированы как непродуктивные.
При испытании указанных разведочных скв. 2, 4 и 11 имело место наличие либо притоков высокоминерализованной воды обычно ограниченного дебита (5-20 м3 в сутки), либо слабых притоков газа (4-5 тыс. м3 в сутки). Очень часто не получали ни воды, ни газа и опробуемый интервал оказывался «сухим» (
Следует отметить, что в скв. 4 при опробовании самой нижней V пачки из интервала, отвечающего опробованному в скв. 1 и давшему газовый фонтан, был получен приток нефти с газом и водой (контурной). Удельный вес нефти 0,805, содержание акцизных смол 7%, содержание парафина 2,9%, серы 0,13% выкипаемость до 300° С 67%. Б скв. 11 этот интервал не был вскрыт. Видимо V пачка имеет наибольшие контуры продуктивности. Состав газа из скв. 4, а также из скв. 1 и 3 оказался следующим.
|
№ скважины |
Интервал опробования |
Пачка |
CO2 |
CH4 |
C2H6 |
C3H8 |
C4H10 |
N + инертные |
|
1 |
1566-1562 1577-1571 |
V |
0,1 |
81,0 |
3,8 |
7,7 |
3,7 |
2,8 |
|
2 |
1392-1385 |
III |
0,1 |
83,0 |
6,7 |
4,6 |
1,5 |
4,2 |
|
4 |
1630-1620 |
V |
0,2 |
75,8 |
5,4 |
12,2 |
3,6 |
2,8 |
).
Если в дальнейшем глубокое разведочное бурение действительно покажет, что разведуемая в настоящее время площадь Джеболского месторождения отвечает южному периклинальному погружению структуры этого месторождения и, следовательно, сводовая наиболее перспективная ее часть располагается в северном или северо-северо-западном направлении от этой площади, то получение притоков воды при опробовании скв. 2, 4 и 11 станет совершенно понятным, так как эти скважины окажутся расположенными в приконтурной зоне продуктивных пачек терригенной толщи турне и полученные притоки воды явятся таким образом «контурной» водой. Малый дебит отдельных притоков воды и наличие слабых притоков газа находят свое объяснение в неблагоприятных особенностях физических свойств коллекторов этой толщи, о которых упоминалось выше.
Заключение
Открытие Джеболского месторождения, несмотря на получение отрицательных результатов бурения скв. 2, 4 и 11, имеет, как нам представляется, весьма большое значение. С открытием Джебольского месторождения связывается не только новое отдельное месторождение, но и целый крупный газо-нефтеносный район в бассейне верхнего течения Печоры, который и получил в связи с этим название Верхне- Печорского газо-нефтеносного бассейна.
Необходимо подчеркнуть, что на расстоянии 35-40 км к юго-западу от Джеболского месторождения на юго- восточном периклинальном погружении крупной Ижемской складки в опорной скв. 1, располагающейся на Северной Мылве (левом притоке р. Печора), был получен в 1956 г. из самой верхней части терригенной толщи нижнего карбона (турне) приток легкой нефти, аналогичной обнаруженной в скв. 4 Джебол, с суточным дебитом по предварительным данным около 5-6 т (см. рис. 3). Ниже в разрезе этой толщи были установлены при опробовании признаки газоносности и нефтеносности.
На основании этого допускается, что далее на запад-северо-запад от скв. 1 Северная Мылва в направлении общего выклинивания терригенной толщи, выше по восстанию периклинального погружения Ижемской складки (ем. рис. 3), выявленная в этой скважине залежь легкой нефти перейдет в газовую залежь (газовая шапка), а в более глубоких горизонтах этой толщи будут выявлены новые стратиграфические (выклинивающиеся) залежи нефти и газа.
Ожидается, что здесь могут быть обнаружены промышленные залежи нефти и особенно промышленные залежи газа также и в отложениях девонской системы, главным образом в аналогах пашийской свиты верхнего девона и в чибьюсской свите среднего девона.
Таким образом, западная часть территории Верхне-Печорского бассейна является весьма благоприятной для поисков здесь промышленных залежей газа и нефти.
Однако основные перспективы в этом отношении связываются с широкой тектонической полосой локальных структур Джебол-Тыбью, в пределах которой наблюдается, как отмечалось выше, несколько самостоятельных тектонических линий, приурочивающихся непосредственно к самой краевой части Русской платформы, к зоне постепенного перехода в пределы западного борта Предуральского прогиба (см. рис. 1).
Это, если можно так сказать, «передовое» положение локальных структур Джебол-Тыбьюской тектонической полосы на платформе является исключительно положительным явлением в смысле имевшей место широкой аккумуляции в их недрах в отложениях девона и карбона нефти и газа, мигрировавших сюда из пределов Предуральского прогиба (впадины), который на протяжении всего девонского и каменноугольного времени характеризовался наличием весьма благоприятных палеогеографических условий для нефтегазообразования.
В процессе этой миграции значительные количества нефти и газа должны были также скопиться и в «головах» целой серии пластов и горизонтов, выклинивающихся вверх по восстанию западного борта Предуральского прогиба, и образовать здесь стратиграфические залежи промышленного характера в отложениях как девона, так и карбона. Помимо этого типа залежей, в пределах западного борта прогиба могут иметь место и нормальные структурные залежи в указанных отложениях, приурочивающихся к различного вида антиклинальным складкам, которые ожидается здесь обнаружить по аналогии с нефтеносными районами Волго-Уральской области.
В этом отношении важно подчеркнуть своего рода промежуточное положение Верхне-Печорского газонефтеносного бассейна между Ижма-Омринским районом с доказанной промышленной газо-нефтеносностью отложений девонской системы и Пермской областью, где промышленно нефтеносными являются отложения среднего и нижнего карбона и верхнего девона.
При сравнительно полной аналогии в условиях формирования залежей нефти и газа в пределах Пермской области и Верхне-Печорского бассейна, а также учитывая и установленное усиление нефтеносности девонских отложений на территории Ижма-Омринского района при продвижении в юго- восточном направлении в сторону Джебола (см. рис. 1), имеются все основания допускать открытие в Верхне-Печорском бассейне богатых газовых (преимущественно) и нефтяных залежей в отложениях девона на глубинах порядка 2200-3000 м. В пределах зоны Предуральского прогиба эти глубины будут значительно большими.
Определенные надежды на возможное обнаружение на территории Верхне-Печорского бассейна промышленных залежей нефти и газа внушают и пермские отложения. Регионально газо-нефтеносными здесь являются отложения артинского и кунгурского ярусов нижней перми. Первые из них являются преимущественно газоносными, причем обнаруженные притоки газа приурочиваются к верхней известняковой пачке верхнеартинекого подъяруса.
Состав газа, отобранного в процессе газопроявлений из некоторых структурно-колонковых скважин, следующий: СO2-0,5-1,4%; СН4-34,4- 44,6%; С2Н6-0,5%; С3Н8-0,2-3,2%; С4Н10-0,2-1,4%; N +инертные -53,1 - 60,0%.
На отдельных участках верхнеартинские отложения в небольшой степени нефтеносны. Так, в структурно-колонковой скв. 254 на Джеболе с глубины 688 - 662 м был получен небольшой приток легкой нефти следующего состава: удельный вес 0,8519, смолы акцизные 18,0%, сера 0,3%, парафины 1,23%, выкипаемость до 300° 58,0%.
Многочисленные признаки газонефтеносности установлены также в карбонатных породах филипповской и иреньской свит кунгура.
Газообразные и жидкие флюиды широко рассеяны и в нижних ангидритах иреньской овиты, не образуя там значительных скоплений. Все они носят явно миграционный характер, поступая из продуктивных горизонтов карбона и девона. Мощная толща галогенных пород кунгура для этих флюидов является хорошим экраном, препятствующим проникновению газа и нефти в вышезалегающие толщи кунгура и верхней перми, где газо-нефтепроявления в пределах Верхне-Печорского бассейна отсутствуют.
В правобережной части бассейна могут существовать газо-нефтяные залежи, приуроченные к артинским рифогенным образованиям типа Ишимбаевского месторождения.
К северу от Верхне-Печорского бассейна, к южной части Печорской депрессии, на Савиноборской и Лемьюской площадях (см. рис. 1), где галогенный кунгур отсутствует, значительные скопления нефти сосредоточены в терригенной толще верхней перми (в аналогах уфимской свиты). Общая протяженность зоны газо-нефтеносности пермских отложений в пределах выявленного контура составляет 250 км при средней ширине 30 км. Контур протягивается практически в меридиональном направлении.
В заключение следует отметить, что при освещении перспектив газо-нефтеносности Верхне-Печорского бассейна и Печорской депрессии в Коми АССР мы исходим также из аналогии палеогеографических условий образования здесь нефти и газа и формирования их залежей с нефтегазоносными районами Волго-Уральской области.
С этой точки зрения Тимано-Печорскую газо-нефтеносную провинцию в целом можно рассматривать как продолжение Волго-Уральской области в северном и северо-восточном направлениях.
Изложенные перспективы дают достаточно наглядное представление о широкой возможности дальнейшего, более интенсивного развития добычи газа и нефти в Коми АССР. В полном соответствии с этим уже в 1960 г. намечается увеличить здесь добычу газа более чем в два раза и благодаря этому обеспечить подачу природного газа в промышленные районы Пермской и Свердловской областей по проектируемому строительством газопроводу Джебол-Свердловск.
Соответственно при надлежащем развороте и резком усилении масштабов геолого-разведочных работ намечается увеличить и добычу нефти, причем наиболее интенсивный рост ее планируется осуществить в седьмой пятилетке.
Рис. 1. Обзорная карта месторождений Коми АССР.
I-горные сооружения (Тиман, Урал); II-предполагаемая граница платформы; III-нефтяные месторождения (площади); IV-газовые месторождения (площади); V-выявленные структуры: 1 - Верховская; 2 - Эшмесская; 3-Верхне-Чутинская; 4- Нижне-Чутинская; 5 - Чибьюсская; 6-Ухтинская (Ярегская); 7- Айювинская (Порожская); 8 - Южно-Айювинская; 9- Нямедьская; 10 - Кушкоджская: 11 - Северо-Седьиольская; 12 - Седьиолъская; 13 - Розьдинская; 14-Изкосьгоринская; 15 - Войвожская; 16 - Нибельская; 17 - Верхне- Омринская; 18 - Нижне-Омринская; 19 - Джеболская; 20 - Южно-Джеболская; 21-Тыбьюская; 22 - Правобережная; 23 - Илычская; (Изнырская); 24 - Савиноборский гравимагнитный максимум; 25-Лемьюский; 26 - Войская; 27 - Западная Соплесская; 28 - Худойольская; 29 - Югидская; 30 - Кырта-Иольская; 31 - Каменская; 32 - Южно-Лыжская; 33 - Западная Керкавожская; 34 - Северо-Лыжская; 35 - Ольгевейнюр-Терехевейская; 36 - Мутно-Материковая; 37 - Большепорожская; 38 - Веслянские купола; 39 - Синдорская; 40 - Чожская; 41-Аныбская, 42 - Северо-Мылвинская; 43-Елмач-Парминская; 44 - Верхне-Ынатская.
Рис. 2. Схематическая структурная карта Джеболского месторождения. (Сост. А.Я. Кремc.)
1 - продуктивные скважины; 2 - непродуктивные скважины; 3 - бурящиеся разведочные скважины (на 1/VII 1957 г.); 4 - проектируемые на вторую половину 1957 г. разведочные скважины; 5 - изогипсы кровли терригенной толщи турне; 6 - изогипсы отражающего горизонта в кровле терригенной толщи турне (по сейсмической съемке); 7 - разлом по залеганию кровли терригенной толщи; 8 - осевая линия структуры по кровле терригенной толщи турне.
Рис. 3. Схематическая структурная карта Ижма-Омринского и Верхне-Печорского районов.
1- изогипсы по кровле Iа пласта пашийских слоев нижнефранского подъяруса верхнего девона; 2 -изогипсы по кровле IV пачки терригенной толщи турне; 3 - изогипсы по подошве каширских глин среднего карбона С2k2; 4 - линии нарушений. Разрабатываемые месторождения: 5 - нефтяные Iа; 6 - газовые; I-Войвожское; II-Нибельское; III-Верхне-Омринское; IV-Нижне-Омринское.