О нефтеносности палеозойских отложений Щучьинского района
В.А. ДЕДЕЕВ
Разрешение вопроса нефтеносности палеозойских отложений Западной Сибири является одним из основных разделов в общей проблеме перспектив нефтегазоносности Западно-Сибирской низменности. Однако нигде на низменности, кроме ее горного обрамления, выходы палеозойских пород неизвестны. Поэтому решение поставленной задачи возможно только на основе детального изучения нефтегазопроявлений, коллекторских свойств и литолого-фациальных особенностей этих палеозойских пород, обнаженных по восточному склону Урала, в Северном Казахстане или по западному борту Сибирской платформы, а также вскрытых роторными скважинами в пределах самой низменности.
Работы, проведенные Щучьинской партией Салехардской экспедиции ВНИГРИ в 1954-1956 гг. на восточном склоне Полярного Урала (бассейн р. Щучья), явились первыми шагами в разрешении этого вопроса (см рисунок).
При составлении данной статьи автором были использованы анализы битумов и люминесцентно-битуминологические исследования горных пород, выполненные в битумной и оптической лабораториях ВНИГРИ под общим руководством В.А. Успенского и Т.Э. Барановой.
Среднепалеозойские осадочно-вулканогенные породы бассейна среднего течения р. Щучья в ряде мест (хр. Енгане-Пэ, Сибилей, реки Ензор-Яха, Сибилей, Тальбей-Яха, Тальбей-Ю) обладают повышенной битуминозностью, которая выражается в темно- коричневой, почти черной окраске, в резком битуминозном запахе, в многочисленных линзочках, включениях и примазках по трещинкам твердых, реже полужидких и капельно-жидких битумов. Последние, кроме резкого запаха керосина, оставляют на бумаге жирные масляные пятна, а в воде дают иризирующие пленки. Количественное содержание этих битумов в породе варьирует от 0,5 до 4,5%.
Повышенная битуминозность, примазки и включения битумов наблюдаются в основном в пористых, трещиноватых средне-верхнедевонских известняках, песчаниках, кремнистых сланцах, а иногда и в раздробленных эффузивах. Менее интенсивная битуминозность отмечается в рифовых известняках нижнего девона и визейского яруса. Благоприятным фактором для несколько повышенной битуминозноети последних является доломитизация породы, которая, как правило, сопровождается образованием вторичной пористости.
В настоящее время общую схему распространения битуминозных пород среднего палеозоя для бассейна р. Щучья можно представить в следующем виде.
1. Маломощные (10-20 м) прослои и линзы среди эффузивов слабо битуминозных серых и светло-коричневых амфипоровых известняков верхнего лудлова. Содержание битумов в них не превышает 0,02% от веса породы. При ударе молотком чувствуется слабо заметный запах, отдаленно напоминающий керосин.
2. Мощная толща в несколько сот метров светло-коричневых слабо битуминозных доломитизированных известняков жединского яруса. Содержание битумов в них по данным люминесцентно-битуминологических анализов не более 0,01%. При ударе породы издают слабо ощутимый битуминозный запах.
3. Черные плитчатые сильно битуминозные глинистые известняки низов кобленцского яруса. По плоскостям наслоения наблюдаются многочисленные примазки твердых битумов, содержание которых иногда настолько велико, что отдельные тонкоплиточные разности этих глинистых известняков горят в костре. Мощность их не более 100 м.
4. Слабо битуминозные светло-серые и светло-коричневые известняки верхов кобленцского яруса. Содержание битума в них 0,01-0,02%. Мощность известняков не менее 200-250 м.
5. Темно-серые, почти черные сильно битуминозные трещиноватые органогенно-обломочные известняки эйфельского яруса. Битуминозная текстура неравномерная, локально распределенная по породе и явно приуроченная к трещинам. При ударе чувствуется резкий запах керосина. Содержание битумов в них колеблется от 0,1 до 1,0%.
По своему характеру и элементарному составу (С-85,75; Н-7,31; N-1,90; S-0,77; 0-4,27%, определенные по одному анализу) данные битумы относятся к оксикеритам - продуктам глубокого поверхностного выветривания нефти (заключение В.А. Успенского).
Ниже приведен групповой состав органического вещества, определенный в двух образцах (в %).
|
Битум в хлороформенной вытяжке |
19,2-22,6 |
|
Битум в спирто-бензольной вытяжке |
1,6-2,4 |
|
Гуминовые кислоты |
1,7-2,9 |
|
Остаточное органическое вещество |
77,5-72,1 |
Такие соотношения по заключению В. А. Успенского показывают, что битуминозная часть органического вещества на 90% состоит из нейтрального хлороформенного экстракта. Столь высокая нейтральность органического вещества и высокое содержание хлороформенного экстракта в процентах к общему органическому веществу являются следствием преобладания в нем вторичных иммиграционных компонентов.
6. Слабо битуминозные коричневые известняки с банками строфеодонт верхов эйфельского и низов живетского (?) ярусов. Мощность их не более нескольких десятков метров. Эти известняки имеют исключительное развитие только в западных районах бассейна р. Щучья (хр. Енгане-Пэ).
7. Маломощные (10-20 м) линзовидные прослои и линзы сильно битуминозных известняков среди живетской терригенно-обломочной толщи. Известняки сильно трещиноватые, раздробленные с многочисленными включениями и примазками твердых и полужидких битумов из группы оксикеритов и асфальтитов. Количественное содержание их резко варьирует от 0,03 до 1,32%. Элементарный состав органического вещества этих битумов (С -85,67%; Н -7,07%; N - 1,75%; S+O - 5,51%) очень близок к оксикеритам эйфельских битуминозных известняков. Вторичная природа большей части органического битуминозного вещества здесь также не оставляет сомнений.
В северных районах бассейна р. Щучья (р. Ензор-Яха) среди тектонически нарушенных живетских пород иногда встречаются линзы сильно трещиноватых раздробленных (милонитизированных) известняков с капельножидкой нефтью и линзочками полужидких асфальтоподобных битумов. На поверхности свежего склона породы наблюдаются масляные пятна и небольшие подтеки полужидкой нефти.
Кроме сильно битуминозных известняков, в разрезе живетской толщи встречаются битуминозные полимиктовые песчаники, гравелиты, сильно трещиноватые кремнистые сланцы и эффузивы с содержанием 0,1-0,7% битуминозного вещества.
8. Сильно битуминозные трещиноватые известняки среди нижнефранских осадочно-эффузивных образований. Битуминозная текстура неравномерная, локально распространенная в породе. При ударе чувствуется резкий керосиновый запах. Особо интенсивная битуминозность, многочисленные линзочки, гнезда, примазки по трещинкам полужидких и твердых битумов отмечаются в маломощных (10-15 m) линзах сильно трещиноватых известняков среди базальтов и туфов по р. Тальбей-Яха и р. Щучья. Количественное содержание битумов здесь варьирует от 0,5 до 4,5% от веса породы. В таблице приведен элементарный состав этих битумов по данным двух анализов.
|
№ образца |
Процентное содержание |
||||||
|
С |
Н |
N |
O+S |
сера, % на сухое вещество |
зола, % на сухое вещество |
влага |
|
|
1032-4 |
86,07 |
8,56 |
1,12 |
4,25 |
1,01 |
9,82 |
|
|
1058-2 |
88,64 |
7,96 |
1,61 |
1,79 |
1,24 |
14,83 |
2,68 |
Приведенные данные говорят о большей метаморфизованности и окисленности нижнефранских битумов (по составу они отвечают низшим керитам) по сравнению с эйфельско-живетскими оксикеритами.
9. Маломощные прослои и линзы (12-20 м) сильно битуминозных известковистых песчаников и ракушняков фаменского яруса. Породы обычно темно-коричневые, реже черные с гнездами, линзочками и примазками по трещинкам твердых битумов из группы асфальтитов. Свежие образцы имеют резкий запах нефти даже без удара молотком. Содержание битумов от веса породы составляет 0,2-0,5%.
10. Слабо и сильно битуминозные светло-коричневые, темно-серые доломитизированные известняки и ракушняки среднего и верхнего визе. Общая мощность их не менее 300-350 м. Битуминозная текстура равномерная по всей породе. При ударе образцы имеют заметный битуминозный запах. Количественное содержание битумов в породе по данным люминесцентно-битуминологнческих анализов не превышает 0,15%. По составу они в основном осмоленные, реже маслянистые.
11. Маломощные прослои (5-15 м) битуминозных известковистых песчаников и известняков среди терригенной толщи намюрского яруса и среднего карбона. Битуминозность слабая (0,001-0,3%) и равномерная по всей породе.
Можно ограничить распространение по площади Щучьинского района возможно нефтеперспективных горизонтов среднего и верхнего девона.
В северных районах (реки Ензор-Яха, Сибилей и верховья Тальбей-Яхи) к этим отложениям приурочено около половины всех битуминозных горизонтов. Разрез в основном представлен осадочными прибрежно-морскими толщами. Вулканогенные породы играют ничтожную роль. Битумы метаморфизованы слабо.
В южных районах бассейна р. Щучья (низовья рек Тальбей-Яха, Тальбей-Ю и среднее течение р. Щучья) картина обратная. Морские осадочные породы фациально замещаются основными эффузивами и их туфами. Число битуминозных горизонтов резко сокращается. Уменьшается процентное содержание в них органического материала. Изменяется качественный состав и метаморфизм битумов. Если битумы северных районов по характеру растворимости и элементарному составу можно отнести к оксикеритам и асфальтитам, то южные, более метаморфизованные стоят ближе к низшим керитам.
Все эти данные позволяют допустить, что южные районы бассейна р. Щучья (Щучьинского синклинория) с точки зрения нахождения здесь нефтематеринских пород бесперспективны или мало перспективны. В общем девонские породы Щучьинского района не подвергались значительному метаморфизму. Здесь имеют развитие застойные лиоринховые фации, которые являются наиболее благоприятными и важными в отношении их возможной нефтеносности.
Вторым основным вопросом является вопрос о коллекторах, т.е. о тех породах, которые могут вмещать в своих пустотах (порах или трещинах) значительные скопления нефти.
Породы среднего палеозоя Щучьинского района обладают низкой открытой пористостью (данных по проницаемости у автора не имеется), которая не превышает 3-6% и как исключение составляет 8-10%. Такая низкая пористость объясняется многими причинами. Все терригенно-обломочные породы бассейна р. Щучья метаморфизованы, плохо отсортированы, сильно засорены и сцементированы глинистым материалом. Видимая низкая пористость у сильно битуминозных карбонатных пород (с содержанием 3-4% битумов) объясняется другими причинами. Все образцы битуминозных известняков на исследование физических свойств были взяты непосредственно с поверхности земли. Капельно-жидкие и полужидкие битумы, находившиеся в породе, под воздействием физико-химического выветривания окислились, потеряли свои легкие компоненты и перешли в твердые осмоленно-асфальтовые разности, плохо растворимые в органических растворителях. Практически они почти не извлекаются из известняков и являются как бы связующим, цементирующим материалом. Поэтому значение открытой пористости карбонатных пород до заполнения их битуминозным веществом нам неизвестно.
Кроме пористых пород, коллекторами могут служить и трещиноватые глинисто-кремнистые, кремнистые сланцы, аргиллиты, известняки и даже раздробленные эффузивы. В Щучьинском районе довольно часто встречаются такие сильно трещиноватые и раздробленные рифовые известняки, кремнистые сланцы, слоистые яшмы, андезиты и базальты, трещины которых забиты твердыми и реже полужидкими битумами. Содержание битумов в этих трещиноватых породах, которые явно не могут быть отнесены к нефтематеринским, а в разрезе далеко удалены от них, иногда достигает 5% (по данным люминесцентно-битуминологических анализов). Жильный кальцит в них всегда окрашен нефтью в коричневые цвета.
Вопрос о трещиноватых коллекторах в практике нефтяной геологии является достаточно новым. Однако о них уже имеются данные. Так, на Березовском месторождении из трещиноватых диабазов палеозойского фундамента получены миллионные дебиты газа, а в Нордвикском районе (восточный Таймыр) в 1948 г. из трещиноватых аргиллитов нижнего триаса получены промышленные притоки нефти. Поэтому изучение всех вопросов, связанных с трещиноватыми коллекторами в Щучьинском районе, следует признать необходимой и очень важной задачей, тем более, что на севере Сибири палеозойские породы, как правило, сцементированы и имеют плохую сортировку обломочного материала, а поэтому поиски в них хороших пористых коллекторов могут быть затруднительны. Достаточно мощной палеозойской покрышкой над возможными коллекторами могла бы служить мощная толща в несколько сот метров плотных флишевидных глинистых, известково-глинистых и кремнисто-глинистых сланцев верхнего девона и среднего карбона. У автора нет данных, характеризующих ее физические свойства, и поэтому при решении вопроса о тектонической трещиноватости пород наличие в разрезе такой мощной толщи глинистых и кремнисто-глинистых сланцев, не затронутых процессами кливажа и вторичной трещиноватости, может быть поставлено под сомнение, тем более, что сланцы метаморфизованы и порой сильно дислоцированы. В этом случае, будучи трещиноватыми, они скорее явятся ловушкой для нефти, нежели ее покрышкой. В более восточных районах бассейна рек Щучья и Хадыта-Яха покрышкой над палеозойскими коллекторами, по-видимому, будут служить глинистые отложения мезокайнозоя.
Что касается возможных путей миграции нефти из нефтематеринских пород в коллекторы, то ими в Щучьинском районе в основном будут являться тектонические трещины, сбросы, разломы и целые зоны тектонически нарушенных, ослабленных горных пород (милонитов). В этом отношении очень интересен тот факт, что все проявления капельно-жидкой и полужидкой нефти в этом районе приурочены к молодым тектоническим трещинам и сбросам. Например, к молодому четвертичному сбросу г. Паю-Пэ приурочена цепочка выходов трещиноватых известняков с полужидкими битумами. С этой же точки зрения представляют интерес и многочисленные тектонические трещины мощностью до 20-30 м в кремнистых сланцах, яшмах, базальтах и туфах по рекам Тальбей-Яха и Щучья, выполненные сильно битуминозным жильным кальцитом с линзочками и примазками твердых битумов. Количественное содержание последних в породе по данным люминесцентно-битуминологических анализов иногда достигает 2-3%.
Все эти факты безусловно свидетельствуют не только о прямом наличии нефти в районе, но также и о том, что по этим тектоническим нарушениям в свое время происходила, а может быть, происходит и сейчас миграция нефти.
Генезис этой нефти пока недостаточно ясен. Связана ли она с местными палеозойскими породами, находящимися на глубине, или мигрировала по серии молодых разломов со стороны, Из пород палеозойского фундамента севера Западно-Сибирской низменности, сказать пока невозможно.
Все же, несмотря на многочисленные выходы битуминозных пород с капельно-жидкой и полужидкой нефтью, территория бассейна р. Щучья (обнаженная часть Щучьинского синклинория) не может считаться перспективной в отношении нахождения нефтяных залежей, так как все структуры являются открытыми. Если здесь и была когда- либо нефть, то она давно уничтожена глубоким эрозионным срезом. Но сами признаки нефтеносности являются принципиально важными и дают нам право с полным основанием предполагать в более восточных районах севера Западно-Сибирской низменности под покровом мезокайнозойских пород наличие благоприятных условий для нефтегазонакопления в пористых и трещиноватых породах палеозойского фундамента. При поисках нефти в трещиноватых коллекторах наибольшее внимание приобретает нахождение зон сильно трещиноватых и милонитизированных горных пород. С этой точки зрения нельзя игнорировать и области крупных тектонических нарушений, к которым, по-видимому, чаще всего и приурочены зоны максимальной трещиноватости пород.
Поиски таких трещиноватых зон, конечно, не простая задача, тем более, что методика их исследований почти совершенно не разработана. По-видимому, в дальнейшем для этих целей будут успешно применены сейсмические работы, при которых зоны максимальной трещиноватости пород будут вести себя, как зоны с исчезновением отражения («поглощающие горизонты»).
Подводя итоги, можно уверенно сказать, что более восточные районы бассейна р. Щучья (верховья рек Хей-Яха и Танлова-Юган) и водораздела рек Иоркута и Хадыта-Яха вполне заслуживают постановки специальных работ для оценки перспектив нефтегазоносности девонских и более молодых палеозойских отложений.
ВНИГРИ
Рисунок Обзорная карта Щучьинского района.
1 - выходы сильно битуминозных пород; 2 - выходы трещиноватых пород с включениями твердых и полужидких битумов (>1%); 3 - контур выходов палеозойских пород; 4 - границы Щучьинского синклинория (по геологическим и геофизическим данным); 5 - изогипсы подошвы платформенных осадков мезозоя (по данным аэромагнитной съемки).