|
УДК 551.812(470.13) |
Верхнедевонский карбонатный комплекс - новый перспективный объект в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
Б.Я. ВАССЕРМАН (Ухтинское ТГУ), Н.Д. МАТВИЕВСКАЯ (ВНИГНИ), А.В. СОЛОМАТИН (Ухтинская тематич. эксп.)
Основная доля разведенных и прогнозных запасов УВ Тимано-Печорской провинции связана с терригенным среднедевонско-нижнефранским и карбонатным визейско-нижнепермским литолого-фациальными комплексами. Расположенные между ними преимущественно карбонатные и карбонатно-терригенные породы верхнедевонско-турнейского возраста длительное время не рассматривались в качестве первоочередного объекта разведки. Однако в последние годы в них (главным образом, в отложениях девона) установлены многочисленные нефтегазопроявления и промышленные скопления УВ в различных по геологическому строению регионах - в Ижма-Печорской впадине, Печоро-Колвинском авлакогене, Предуральском прогибе в стратиграфическом диапазоне отложений от нижнефранских (доманиково-семилукских) до турнейских включительно (рис. 1).
В известняках фамена залежи и нефтегазопроявления известны на структурах Ижма-Печорской впадины (Западно-Тэбукская, Пашнинская, Северо-Савиноборская и др.), Колвинского мегавала (Усинская, Возейская) и в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба. Коллекторами являются выдержанные по площади кавернозно-пористые обломочные, оолитовые и онколитовые известняки, связанные с трангрессивными сериями осадков. Их первичная пористость составляет 20-30%. Как правило, на месторождениях встречаются одна-две пластовые сводовые залежи, хотя вероятно открытие и большего их количества.
В верхнефранских известняках продуктивные пласты и нефтегазопроявления установлены (в скобках перечислены площади) в Ижма-Печорской впадине (Западно-Тэбукская, Лузская, Исаковская), на Печоро-Колвинском (Каменская и Западно-Соплясская) и Колвинском (Возейская) мегавалах и на Шапкино-Юрьяхинском валу (Пашшорская и Грубешорская). Карбонатные коллекторы порово-кавернозного типа развиты в пределах семилукско-бурегского и воронежского (сирачойская и ухтинская свиты) горизонтов верхнефранского подъяруса. В этих же стратиграфических интервалах обнаружены месторождения УВ.
Залежи открыты в верхнефранских образованиях различного литолого-фациального облика: в карбонатных относительно глубоководных породах доманикового типа и мелководных органогенных (в том числе биогермных и рифогенных) известняках, а также в песчаниках.
Промышленные притоки нефти из песчаных (возможно дельтовых) отложений доманикового горизонта получены на Каменской площади.
На Возейской и Грубешорской структурах залежи нефти установлены в порово-трещинных известняках доманикового типа (соответственно семилукского и семилукско- бурегского возраста).
На Западно-Тэбукском месторождении нефтяная залежь высотой 80 м располагается в гребне верхнефранского барьерного рифа, сложенного в центральной части вторичными крупнокристаллическими кавернозными и закарстованными доломитами, в краевой (шельфовой) - сферолито-сгустковыми известняками, строматолитовыми постройками, сине-зелеными водорослями и онколитами. Мощность рифогенного массива около 300 м. Залежь массивная, приурочена к комбинированной ловушке, образованной пересечением субмеридионально ориентированного рифового массива с антиклиналью субширотного простирания. Резервуар представлен порово- кавернозными коллекторами с высокими емкостными свойствами - пористостью до 30%, проницаемостью до 2 Д; дебиты отдельных скважин превышали 1000 т/сут.
На Пашшорской площади нефтеносна комбинированная ловушка аналогичного типа, находящаяся в вершине Сирачойского рифового массива, мощность которого 300 м. Скв. 35 дала приток нефти дебитом 600 т/сут с глубины 3061-3310 м (рис. 2). Продуктивная часть разреза керном не охарактеризована, а в близлежащих скважинах аналогичный высокоомный интервал представлен плотными светлыми узорчатыми водорослевыми известняками, вероятно, кавернозными. Предполагается, что скважина пробурена в области бассейнового склона рифа. По-видимому, залежь массивная, сводовая; высота ее около 200 м.
Промышленные скопления нефти на Лузской площади, связанные с водорослевыми и органогенно-детритовыми мелководными известняками сирачойского возраста, размещаются на глубине 1980 м.
Нефти верхнефранских пород легкие или несколько утяжеленные. Они слабо насыщены газом и более сернистые и парафинистые, чем нефти девонских поддоманиковых образований.
По строению верхнедевонско-турнейские нефтегазоносные отложения существенно отличаются от вмещающих [1-4]. В Тимано-Печорской провинции (как и в расположенных южнее районах Волго-Уральской) им свойственны литолого-фациальные и структурные особенности, характерные для толщ заполнения древних седиментационных (аккумуляционно-топографических) впадин. На протяжении верхнедевонского и нижнекаменноугольного времени на территории провинции существовала система впадин с некомпенсированным режимом прогибания. Одна из них - Вуктыло-Джебольская - первоначально охватывала область от Тимана до западного склона Урала (в современном представлении). В результате регрессии моря постепенно уменьшились размеры впадины. Это приводило к продвижению с северо-запада на юго-восток ее борта и связанных с ним барьерных и одиночных рифовых построек, наращиванию лагунно-мелководного шельфа, сокращению площади распространения остаточных депрессий и компенсирующих их терригенных и терригенно-карбонатных отложений. Окончательная компенсация рассматриваемой остаточной впадины завершилась накоплением песчано-глинистых осадков турнейского и нижневизейского (малиновского) возраста.
В позднедевонское - раннекаменноугольное время впадина имела сложные очертания и была, вероятно, расчленена на несколько рукавов, разделенных шельфами. В сочетании с регрессивным развитием бассейна это определило сложный литолого-фациальный состав пород и распространение различных структурно-фациальных зон (см. рис. 1,3). Так, когда на палеошельфах шло отложение относительно маломощных мелководных карбонатных и карбонатно-сульфатных осадков, в наиболее устойчивых депрессионных зонах формировались относительно глубоководные карбонатные слои доманикового типа. В разделяющих их обширных переходных зонах разрез представлен сложным набором литолого-фациальных комплексов: в нижней части (стратиграфический диапазон нарастает к осевой зоне палеодепрессии) развиты относительно глубоководные карбонатные и карбонатно-терригенные породы, в верхней - шельфовые карбонатные и карбонатно-сульфатные, дельтовые глинистые и песчано-глинистые и рифогенные образования (см. рис. 3).
Следовательно, Вуктыло-Джебольскую погребенную впадину следует рассматривать как один из элементов, составляющих сложную систему аккумуляционно-топографических прогибов, сформировавшихся на восточном перикратоне Русской плиты и протягивающихся от Каспийского до Баренцева моря. Верхнедевонско-турнейским отложениям в Тимано-Печорской провинции должны быть свойственны характерные для этой системы региональные закономерности распространения зон нефтегазонакопления, с которыми, как и в Волго-Уральской, вероятно, связаны значительные запасы нефти и, возможно, газа. Аналогия с другими восточными районами Русской платформы и особенности строения верхнедевонско-нижнекаменно- угольных отложений в Тимано-Печорской провинции позволяют предполагать наличие перспективных зон распространения резервуарных комплексов (см. рис. 1):
1. барьерно-краевых рифовых массивов;
2. цепочек или систем одиночных рифов по краям палеошельфов и внутри палеодепрессии, вблизи бортовых обрамлений;
3. фаций шельфового типа;
4. песчано-глинистых дельтовых толщ - джебольской в первую очередь, а также ветласянской (бурегской), савиноборской (нижнефаменской) и Малиновской (нижневизейской).
Наиболее хорошими емкостными свойствами обладают рифовые массивы и выдержанные по площади карбонатные коллекторы, связанные с регрессивными ритмами осадконакопления или приуроченные к поверхностям стратиграфических несогласий на палеошельфах. Высокоперспективны также зоны околорифового выклинивания терригенных (в основном джебольской и Малиновской) толщ заполнения аккумуляционно-топографических впадин, а также образовавшиеся в них конседиментационные поднятия. Коллекторские свойства этих пород не постоянны.
Условия для формирования залежей особенно благоприятны там, где над резервуарами развиты выдержанные покрышки, а указанные палеогеоморфологические зоны пересекаются в плане с тектоническими элементами, определяющими появление крупных структурно-литологических (в зонах развития рифов и пририфового выклинивания) или структурных (на площади развития шельфовых карбонатных пород) ловушек.
На рис. 1. изображены предполагаемые и частично доказанные полосы рифов. Каждая из них может либо представлять самостоятельную зону нефтегазонакопления, либо в зависимости от гипсометрического положения и наличия экрана контролировать нефтегазоносность в перекрывающих и прилегающих шельфовых карбонатных образованиях. Здесь же показаны крупные валы, в которых было возможным формирование залежей антиклинального типа.
Примерами продуктивных ловушек являются следующие: структурно-литологические, приуроченные к рифовым массивам, приподнятым пересекающими их антиклиналями, - Западно-Тэбукская и Пашшорская; антиклинальные в известняках шельфового типа - Возейская, Пашнинская, Северо-Савиноборская в фаменских отложениях и Лузская и Возейская во франских; структурно-литологическая в дельтовых песчаниках джебольской толщи на одноименной площади.
Таким образом, в Тимано-Печорской провинции верхнедевонско-турнейские отложения высокоперспективны в отношении нефтегазоносности и должны быть детально опоискованы во всех благоприятных структурно-фациальных зонах. Первоочередными объектами являются выделенные выше системы верхнедевонских рифов, а также крупные зоны поднятий, пересекающие области распространения верхнедевонских палеошельфов и рифов (валы Сорокина, Шапкино-Юрьяхинский, северные части Колвинского и Лайского и др.).
В настоящее время изучение структурно-фациальных особенностей и нефтегазоносности верхнедевонского комплекса начато на ряде площадей с помощью сейсморазведки МОГТ и детальной гравиметрии (площади Тэбукская и Северо-Тэбукская), глубокого бурения (Пашшорская) и структурного (Северо-Тэбукская и Тэбукская). Здесь получены первые обнадеживающие результаты.
Информативность полевых геофизических методов при поисках и картировании ловушек сложного типа, так же как бурения и промыслово-геофизических исследований при выделении продуктивных объектов в девонском карбонатном комплексе, пока недостаточна. Однако при дальнейшем совершенствовании МОГТ и его рациональном комплексировании с МОГ, высокоточной гравиметрией параметрическим, и структурно-поисковым бурением, при улучшении комплекса промыслово-геофизических исследований, технологии бурения и вскрытия пластов, при рациональном размещении работ в соответствии с установленными структурно-фациальными особенностями верхнедевонско-турнейских образований уже в ближайшие годы может быть открыт ряд новых месторождений нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дубовский И.Т., Соломатин А.В. Перспективы нефтегазоносности рифогенных отложений верхнего девона Большеземельской тундры. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1974, № 1, с. 8-10.
2. Кушнарева Т.И., Матвиевская Н.Д. Рифогенные структуры Печорской депрессии и перспектива их нефтегазоносности. - Геология нефти и газа, 1966, № 8 с. 30-33.
3. Верхнедевонские барьерные рифы Тимано-Печорской провинции и методы их поисков/А.В. Соломатин, Н.Д. Матвиевская, Б. Я. Вассерман, М.М. Грачевский - Труды ВНИГНИ, М., вып. 194, 1976, с. 140-150.
4. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа/М.М. Грачевский, Ю. М. Берлин, И.Т. Дубовской, Г.Ф. Ульмишек. М., Недра, 1969.
Рис. 1. Карта распространения рифовых массивов и залежей УВ в верхнедевонско-турнейском комплексе Тимано-Печорской провинции.
Предполагаемые бассейновые края барьерных рифов: 1 - верхнефранского возраста (нерасчлененные), 2 - семилукско-бурегского, 3 - сирачойского, 4 - ухтинского, 5 - верхнефаменско-этреньского; 6 - предполагаемая зона распространения одиночных рифов верхнефранского возраста; 7 - рифы; залежи в отложениях девона: 8 - в шельфовых известняках (а - нефтяные, б - газовые и газоконденсатные), 9 - в рифах (нефтяные); 10 - проявления УВ (а - нефтяные, б - газовые). Крупные тектонические элементы. Валы: I - Печоро-Кожвинский и Шапкино-Юрьяхинский, II - Колвинский, III - Сорокина; IV - гряда Чернышева; впадины: V - Ижма-Печорская, VI - Денисовская. VII - Хорейверская
Рис. 2. Геологический профиль через Пашшорский рифовый массив.
Известняки: 1 - органогенные, 2 - глинистые, 3 - обломочные, 4 - рифогенные; 5 - мергели, 6 - доломиты с прослоями ангидритов и гипсов; 7 - карбонатные битуминозные породы доманикового типа; 8 - глины; 9 - алевролиты. Нефть получена в скв. 31, 35, 1, а вода в скв. 3 и 31 (нижний интервал)
Рис. 3. Схематические палеогеологические профили верхнедевонских отложений.
Известняки: 1 - рифогеиные массивные с вторичными доломитами, кавернозные и закарстовакные, 2 - обломочные и органогенно-детритовые, 3 - глинистые, 4 - слоистые органогенные и органогенно-детритовые, 5 - кремнисто-битуминозные доманикового типа; 6 - тонкослоистые доломиты с прослоями гипсов, ангидритов и доломитовых мергелей; 7 - глины и мергели