|
УДК 553.981/.982:551.735.1(470.531) |
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СРЕДНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНОЙ И ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТЕЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ
А. И. Матвиенко, Н. В. Сазонов
Битуминозность известняков среднего карбона Юго-восточного Притиманья издавна привлекала внимание исследователей (Н.Н. Тихонович, Б.К. Лихарев, А.Н. Розанов и др.), но скоплений нефти или газа промышленного значения в этих отложениях не было известно.
Поисково-разведочными работами, проводящимися на крупных Вуктыльском газоконденсатном и Усинском нефтяном месторождениях, установлено, что значительная часть запасов газа и нефти приурочена к карбонатным коллекторам среднекаменноугольного возраста.
Коллекторами в разрезе среднего карбона являются органогенные, различных типов, известняки и их доломитизированные, вплоть до (перехода в доломиты, разности, пористость и проницаемость которых колеблется соответственно от 25 до 30% и 2д.
В связи с этим проблема оценки перспектив нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений Тимано-Печорской провинции приобретает большое значение.
Эта проблема охватывает ряд вопросов, среди которых к наиболее важным для выбора дальнейших поисковых работ относится выявление закономерностей размещения залежей нефти и газа.
При рассмотрении карты изопахит, построенной по отложениям среднего отдела каменноугольной системы (рис. 1) и современного структурного плана провинции, намечаются различные в отношении перспективности районы. Для верхней части разреза каменноугольной системы характерен региональный срез отложений нижнепермской трансгрессией, что фиксируется по залеганию ассельских (местами сакмарских) известняков на различных горизонтах карбона.
Так, в присводовой части Вуктыльской и Усинской структур срезан почти весь верхний отдел, а на Мичаю-Пашнинской структурной зоне размывом захвачен и московский ярус (Северный Савинобор). Залегание ассельских отложений на среднекаменноугольных отмечено вблизи Ухты (скв. 4а на правобережье р. Ижмы). Одновременно с этим наблюдается и закономерное (региональное) увеличение мощностей каменноугольных отложений (в том числе и среднего отдела) в современных прогибах.
Крупные месторождения (Вуктыльское и Усинское) приурочены к зонам максимальных мощностей среднего карбона и контролируются высокоамплитудными поднятиями значительных размеров. Причем основным фактором, несомненно, является мощность коллектора, поскольку крупные месторождения известны также и на пологих поднятиях.
В современном структурном плане Вуктыльское и Усинское месторождения расположены, соответственно, в северной части Верхне-Печорского прогиба (Предуральский передовой прогиб) и в южной части Колвинского мегавала (краевая часть платформы), протягивающегося в северо-западном направлении до побережья Печорского моря (рис. 2).
Эти месторождения, находясь в разных геоструктурных элементах, приурочены к зонам длительной тектонической мобильности (палеозой - настоящее время). Тектонические движения здесь сопровождались дизъюнктивными нарушениями значительной амплитуды. В разрезе скв. 20. Вуктыл установлен взброс с амплитудой 680 м, по которому среднекаменноугольные отложения контактируют с верхнеартинскими (Здесь на глубине 3501,5 м ниже известняков с фораминиферами башкирского яруса вскрыты глины и известняки с фауной артинского яруса, причем по каротажной диаграмме установлено соответствие разреза поднятого и подвзбросового крыльев на глубинах 2821-3501,5, 2904-3558 и 2928-3581 м. Следует отметить некоторое подвертывание визейских слоев. Опрокинутое залегание намюр-визейских слоев на том же западном крыле Вуктыльской антиклинали фаунистически доказано по керну скв. 14.). На Усинской площади дизъюнктивные нарушения предполагаются по данным полевых геофизических исследований.
Поскольку среднекаменноугольные отложения не могли быть нефтегазопродуцирующей толщей (явно промытые и закарстованные породы, попадавшие на дневную поверхность в позднекаменноугольное время), то газоконденсатная залежь Вуктыла является, очевидно, вторичной, возникшей за счет боковой миграции флюида из мощной (до 1200 м) морской темно-серой, богатой органикой, глинистой толщи верхнеартинского подъяруса, газоносной на обширной территории южной части Верхне-Печорского прогиба. Не исключена также возможность поступления конденсатного газа при вертикальной миграции из более древних отложений. На Усинской площади источником нефти являются, вероятно, отложения поддоманиковой части девонского разреза, где в песчаниках выявлена крупная залежь более легкой нефти. На возможные следы вертикальной миграции указывают примазки нефти в керне и шламе верхневизейской ангидрит-доломитовой толщи по скв. 1, 3, 4, 6 и др.
В соответствии с изложенным в рассматриваемом регионе по отложениям среднего карбона выделяются бесперспективные, малоперспективные, перспективные и высокоперспективные земли (см. рис. 1 и 2).
К бесперспективным относятся площади сокращенных мощностей в зонах активного водообмена (Печорская гряда, гряда Чернышева и западный склон Урала, Омра-Сойвинский выступ и Ухта-Зеленецкая зона), а также глубоко погруженные участки малых мощностей среднего отдела карбона (Мичаю-Пашнинская зона и Харьягинская структура).
Малоперспективна площадь Печоро-Вычегодского водораздела (территория к югу от Омра-Сойвинского выступа) с увеличенной мощностью среднего карбона.
По данным бурения и геофизических исследований здесь нет значительных поднятий.
Перспективными являются три района - Верхне-Печорский прогиб, территория между грядой Чернышева и Печорской грядой и Косью-Роговская впадина севернее Кочмеса. Из них высокоперспективной будет, вероятно, территория между грядой Чернышева и Колвинским валом, в частности, Средне-Макарихинская структура.
К северо-западу от Харьягинской структуры (в своде ее средний карбон отсутствует) выявлено Лайское валообразное поднятие, о перспективности которого судить трудно, поскольку не известны границы харьягинской зоны отсутствия отложений среднего карбона.
Ухтинское ТГУ
Рис. 1. Карта изопахит отложений среднего отдела каменноугольной системы.
1 - пункты, контролирующие положение изопахит среднего карбона, подчеркнутые площади установленной высокой промышленной нефтегазоносности среднекаменноугольных отложений; 2 - изопахиты среднего карбона; 3 - площади сокращенных (до нулевых) мощностей среднего карбона в зоне активного водообмена; 4 - глубоко погруженные участки малых мощностей (до нулевых) среднего карбона.
Рис. 2. Структурно-тектоническая схема южной и центральной частей Тимано-Печорской провинции.
I - Колввинский мегавал; II - Лайский вал; III - Шапкинско-Юрьяхинский вал; IV- Печорская гряда; V - гряда Чернышева; VI - Омра-Сойвинский выступ.