Высоко перспективным для поисков залежей УВ в Тимано-Печорской провинции становится верхнедевонский карбонатный комплекс, в котором уже открыт ряд залежей нефти. Все они расположены в пределах границ погребенного Вуктыло-Джебольского седиментационного прогиба верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста, входящего в систему Вангыро-Вишерских прогибов. Он отличается специфической палеогеоморфологической обстановкой, и особыми геолого-геохимическими условиями седиментации и литогенеза осадков, что и отразилось на своеобразии формирования нефтегазоносности и закономерностях размещения залежей УВ в верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложениях.

Погребенная Вангыро-Вишерская система представляет наиболее северное звено регионального пояса эпиконтинентальных осадочных бассейнов верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста. Этот пояс протягивается вдоль восточной окраины Восточно-Европейской платформы от Баренцева моря на севере до Каспийского на юге и включает Камско-Вятскую систему прогибов и территорию Прикаспийской впадины.

Осадочные бассейны при некотором различии строения и истории развития характеризуются региональным сходством структурно-палеогеоморфологической обстановки и условий седиментации и нефтегазоносности. Так, Вангыро-Вишерские прогибы в отличие от Камско-Вятской системы прогибов не имели столь глубокого проникновения на платформу, особенно в фаменско-турнейское время. Ось турнейского глубоководного бассейна располагается в 60-80 км от современного западного склона Урала. Прогибы Камско-Вятской системы, проникая на многие сотни километров в глубь платформы, образовывали относительно узкие рукава, обтекавшие палеосводы и сокращавшиеся во времени в поперечнике от периферии к центру. Вангыро-Вишерские прогибы представляли собой крупные глубоководные бассейны, заполнявшиеся односторонне с запада и северо-запада на восток-юго-восток, хотя в северных районах провинции вполне вероятно их рукавообразное разветвление вокруг палеосводов.

Вангыро-Вишерская система фиксируется по отложениям верхнего девона и нижнего карбона и включает два прогиба - Вуктыло-Джебольский и Вангырский, не отражающиеся во вмещающих отложениях и секущие другие тектонические элементы провинции, ориентированные в северо-западном направлении (Печоро-Кожвинский, Колвинский, Шапкино-Юрьяхинский валы, Ижма-Печорская, Хорейверская, Денисовская впадины, рис. 1 ). На юге Вуктыло-Джебольский прогиб, вероятно, имеет связь с Добрянско-Вишерским прогибом Камско-Вятской системы.

Верхнедевонско - нижнекаменноугольные отложения Вуктыло-Джебольского прогиба представляют собой резко фациально изменчивый комплекс пород. В западном, так называемом шельфовом, типе разреза принимают участие обломочные и органогенно-обломочные карбонатные отложения и их хемогенные разности ( рис. 2 ). Встречаются органогенные постройки типа биостром, банок, рифов и прослои терригенных пород. В восточных разрезах, отвечающих более глубоководной части бассейна, верхнедевонские отложения переходят в относительно маломощные (30-200 м) глубоководные фации доманикового облика и сложены битуминозными известняками и мергелями, кремнистыми известняками, силицитами, битуминозно-кремнистыми сланцами. Осевые зоны прогибов выполнены мощным (до 750 м) комплексом глинисто-песчаных отложений турне и нижнего - среднего визе и терригенно-угленосных нижнего визе. В зоне перехода мелководного комплекса в относительно глубоководный наблюдается разрастание терригенных пачек, над которыми обычно располагаются рифовые тела.

Формирование Вангыро-Вишерских прогибов, как и Камско-Вятских, явилось следствием ускорения погружения окраины Восточно-Европейской платформы к концу ран-нефранского времени. Сократились источники сноса и прекратилось поступление в бассейн обломочного материала. Терригенное осадконакопление сменилось на преимущественно карбонатное. В относительно глубоководном бассейне при специфической геохимической обстановке седиментации формировались относительно маломощные (от 30 до 200 м) хемогенные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные фации доманикового типа. Бассейн ограничивался мелководными шельфами - западным Тиманским и восточным Предуральским. Осадконакопление в более глубоководной части бассейна имело некомпенсированный характер и происходило при некоторой дифференциации тектонических движений, на что указывает неравномерное распределение мощностей и фаций доманикового горизонта. Максимальными мощностями (более 200 м) выделялась область Печоро-Кожвинского грабена.

В позднефранское и фаменское время море отступило на восток. На акватории шельфа продолжалось накопление преимущественно мелководных карбонатов, сменяемых маломощными прослоями терригенных осадков, сносившихся с запада и северо-запада. В зоне глубоководья откладывались относительно маломощные доманиковые фации, глубина бассейна возросла до сотен метров. В моменты усиления накопления терригенного материала образовывались локальные раздувы мощностей вдоль западного континентального склона глубоководного бассейна с формированием аккумулятивных террас, а на них рифовых построек. Постепенное сокращение глубоководной части бассейна сопровождалось разрастанием лагунно-мелководных шельфов. К началу каменноугольного периода глубоководный бассейн сохранился только на крайнем востоке. Он заполнился осадками в турнейское и ранне- и средневизейское время.

Литолого-фациальные и геохимические исследования показывают [1-4], что доманиковые и верхнефранско-фаменские преимущественно карбонатные, глинисто-карбонатные и карбонатно-глинистые отложения на значительной территории провинции имеют черты глубоководного и зонально мелководного генезиса и относятся к резко восстановительным фациям, среди которых большая часть принадлежит доманиковым, и могут рассматриваться как нефтематеринские. Содержание ОВ составляет 5-8 %, в доманиковых фациях иногда до 20 %, битуминозность пород высокая. Степень катагенетической преобразованности относительно высокая. Нефти отличаются большой плотностью, сернистостью и значительно недонасыщены газом. Следы перемещения УВ в толще распространены широко, состав син- и эпибитумов сходен с аналогичными в нефтегазоматеринских толщах Волго-Уральской провинции при большей степени их катагенетической преобразованности. В доманиковом горизонте установлен также остаточный нефтематеринский битумоид. Турнейские отложения представлены глинисто-карбонатными породами, в том числе породами доманикового типа, развитыми в Предуральском прогибе. На юго-востоке провинции преобладают породы дельтового и мелководно-морского происхождения. Визейские отложения имеют мелководный и дельтовый генезис. Наибольшие мощности зафиксированы на юго-восточном погружении Печоро-Кожвинского мегавала, где ОВ представлено главным образом гумусовыми компонентами (углистым микродетритом). В остальных районах развиты также экзинитовые компоненты и в разной степени деградированный водорослевый материал. Концентрация ОВ изменяется от 0,5 до 10 % в углистых сланцах и до 80 % в углях. Уровень катагенетической преобразованности средний и повышенный. Таким образом, турнейско-визейские терригенные отложения являются нефтегазоматеринскими.

В раннепермское время отложения верхнего девона в ряде районов достигли глубин, благоприятных для генерации УВ (см. рис. 2 ). Это юго-восток провинции, где на месте погребенного Вуктыло-Джебольского прогиба заложилась глубокая Верхнепечорская впадина предгорного прогиба. Затем в погружение предгорного прогиба был вовлечен и Вангырский погребенный прогиб. Верхнедевонско-нижнекаменноугольные нефтегазоматеринские толщи (доманикового типа и терригенные толщи заполнения) к концу нижней перми достигли глубин 2-4 км; их следует рассматривать в качестве основного очага генерации УВ.

По мере формирования предгорного прогиба в погружение до 2- 3 км были вовлечены и более западные районы провинции, где зонально развиты более древние глинистые и глинисто-мергелистые битуминозные толщи заполнения некомпенсированного прогиба позднефранско-фаменского возраста, и доманиковые отложения средне-верхнефранского возраста.

По всей территории распространения верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений генерация УВ, вероятно, имела зональный и неодновременный характер. Дальняя латеральная миграция была затруднена невыдержанностью литолого-фациального состава отложений, аккумуляция УВ происходила также зонально в благоприятных структурно-фациальных условиях, главным образом вблизи очагов генерации. Из них самыми благоприятными являлись бортовые зоны позднедевонских и раннекаменноугольных прогибов. Изолирующие свойства преимущественно глинистых и карбонатно-глинистых маломощных покрышек были недостаточны для сохранения газообразных УВ, чем, вероятно, и обусловлено наличие преимущественно нефтяных залежей.

Немаловажную роль для рассеивания газообразных УВ сыграли зональные перерывы в осадконакоплении на границе франского и фаменского веков, а также девона и карбона. Концентрация залежей УВ происходила в ловушках неантиклинального типа (рифы, литологически и стратиграфически экранированные), а также в структурах облекания рифов.

Образование в пермское и более позднее время наложенных валов северо-западной ориентировки привело к частичному перераспределению залежей в основном в зонах развития относительно выдержанных резервуаров (в известняках мелководного шельфа, в рифовых телах барьерного типа) и к концентрации УВ в молодых ловушках структурного и комбинированного типов.

В Вуктыло-Джебольском прогибе в отложениях верхнего девона и нижнего карбона установлено более 30 различных по масштабам скоплений УВ преимущественно нефтяных. Большинство из них приурочено к карбонатным отложениям верхнего девона. Нефтегазоносность этих образований в отличие от вмещающих связана с различными генетическими типами отложений - относительно глубоководными доманикоидными известняками, органогенными (рифогенными и биогенными) или органогенно-обломочными оолитовыми и онколитовыми мелководными известняками и доломитами, а также с терригенными отложениями прогиба. Наиболее широко залежи нефти развиты в органогенно-обломочных известняках мелководного типа, где коллекторами являются относительно выдержанные пористые и кавернозно-пористые пластовые резервуары с пористостью до 20-30 %. Нефти по составу отличаются от нефтей нижележащих отложений: преобладают утяжеленные с содержанием серы от 0,35 до 1,5 %, парафина от 0,3 до 6,6 % и смол от 4.7 до 21 %.

Залежи приурочены к различным тектоническим зонам провинции и связаны как с чисто антиклинальными поднятиями (Возейское), так и со структурами облекания рифов (Южно-Тэбукское), или комбинацией того и другого типов (Западно-Тэбукское).

Наиболее значительные по запасам залежи выявлены в рифогенно-биогермных известняках верхнефранского возраста и локализуются вдоль бортовой зоны верхнефранского прогиба. Ловушки в этих отложениях комбинированные, образованные пересечением рифового массива с наложенными крупноамплитудными поднятиями (Пашшорское, Харьягинское), а также чисто рифовые. Резервуар представлен порово-кавернозным массивным коллектором с высокими емкостными свойствами (пористость до 30 %, проницаемость до 2 мкм²). Нефти также утяжеленные, сернистые, парафинистые, малосмолистые. Терригенные отложения турнейского возраста, выполняющие центральную часть прогиба и развитые на юго-востоке, содержат только мелкие залежи нефти и газового конденсата, приуроченные к линзовидным телам песчаников и алевролитов или к головам выклинивающихся клиноформных песчаников в прибортовой зоне прогиба.

Анализ характера размещения известных залежей УВ, а также условий палеогеоморфологической обстановки, седиментации и литогенеза отложений, выполняющих Вуктыло-Джебольский погребенный прогиб, и истории его развития, показал, что своеобразие условий нефтегазоносности верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений определялось следующими факторами:

1) преобразование накопленного ОВ и генерация УВ производились в основном нефтегазоматеринскими толщами различного, в том числе высокого, генерирующего потенциала. Однако эти толщи имели зональное развитие, были резко невыдержаны по составу и мощности, представлены как глубоководными морскими, так и прибрежно-морскими терригенно-карбонатными и дельтовыми терригенными отложениями, в которых присутствуют маломощные, но высокообогащенные ОВ сапропелевого типа пачки пород доманикового облика, а также терригенные толщи с большим содержанием ОВ гумусового состава. Специфика осадконакопления обусловила повышенную глинистость и битуминозность отложений, определенный состав и особую геохимическую обстановку седиментации и литогенеза. Специфичны и условия длительного пребывания обогащенного ОВ слабо уплотненного карбонатного и глинистого осадка под мощной толщей воды. Генерация УВ имела зональный и разновременный характер;

2) в связи с невыдержанностью литологического состава и фильтрационных свойств материнских толщи латерально их замещающих резервуарных комплексов условия эмиграции и миграции были также неодинаковы. Последние развиты зонально и локально, обладают часто максимальными, но, как правило, непостоянными внутри резервуара емкостными свойствами, обусловленными как первичными фациальными обстановками осадконакопления, так и разнообразием диагенетических процессов. По литологическому составу резервуарные комплексы непостоянны и внутри одновозрастных толщ имеет место сложная серия переходов от карбонатных к терригенным и другим литологическим разностям пород. Дальняя латеральная миграция вкрест простирания пород затруднялась невыдержанностью их состава, однако была возможна по простиранию отдельных структурно-фациальных зон, например вдоль зон развитых фаций барьерных рифов. Вертикальная миграция могла осуществляться в различных масштабах в зависимости от комбинации в разрезе типов пород;

3) условия аккумуляции и консервации УВ были резко неоднородны. Их изменчивость определялась:

а) неоднородными емкостными свойствами резервуара, обусловленными комбинацией различных фациальных типов пород и типов пористости,

б) непостоянством типов, мощности и изолирующих свойств покрышек,

в) разнообразием типов ловушек; меняющихся как при переходе от одной фациальной зоны к другой, так и внутри каждой из зон. Среди ловушек широко развиты специфические конседиментационные ловушки неантиклинального типа, а также комбинированные. Аккумуляция УВ происходила в основном вблизи очагов генерации.

Перечисленные особенности геологических условий должны были определить сложную зональность размещения залежей УВ и многообразие их типов. Можно предполагать, что общие закономерности в размещении залежей, их типов и в концентрации запасов будут сводиться к следующему: число залежей и плотность запасов будут возрастать от осевых зон некомпенсированных прогибов к их бортам и вновь уменьшаться в зонах шельфов. Наибольшее разнообразие типов залежей будет характерно для бортовых зон бассейнов и участков их пересечения с наложенными антиклиналями; здесь вероятно преобладание массивных и пластово-массивных залежей, однопластовых, связанных с рифами (при высоких экранирующих свойствах надрифовых покрышек), и многопластовых (при низких). Залежи будут приурочены как к рифогенным, так и к перекрывающим их отложениям, а также к терригенным толщам заполнения. Поскольку западное бортовое ограничение бассейна значительно изменилось во времени от среднефранского до нижнекаменноугольного (по мере сокращения площади бассейна), на территории провинции вероятно наличие нескольких протяженных фациальных зон, благоприятных для концентрации УВ. Для формирования крупных скоплений особенно благоприятны участки пересечений этих зон с крупными наложенными поднятиями (при наличии покрышек над резервуарами). Участки таких пересечений определяют местоположение крупных структурных и структурно-литологических ловушек и возможность формирования крупных залежей за счет перераспределения УВ внутри структурно-фациальных зон.

Проблема выявления новых направлений поисков нефти в Тимано-Печорской провинции становится все острее. Приведенные данные свидетельствуют о том, что нижнекаменноугольно - верхнедевонский комплекс Тимано-Печорской провинции может содержать ресурсы нефти, концентрирующиеся в основном в границах Вангыро-Вишерских прогибов при ведущей роли в аккумуляции УВ прибортовых зон.

Перспективность района подтверждается и результатами работ в сходной по строению Камско-Вятской системе прогибов. Так, в прогибах этой системы, расположенных непосредственно к югу от Тимано-Печорской провинции на территории Пермской области и Удмуртской АССР, за последние годы выявлено большое число месторождений нефти. Залежи приурочены, как правило, к структурам облекания рифов.

В Волго-Уральской области, где 70 % всех месторождений нефти выявлено в каменноугольных отложениях, установлена закономерная приуроченность большинства каменноугольных залежей к границам Камско-Вятской системы прогибов. Залежи верхнедевонского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции также тяготеют преимущественно к бортовой зоне аккумуляционного палеопрогиба верхнефранского возраста. Выявлена пространственная связь нефтеносности перекрывающих их девонских отложений с верхнефранскими рифами. Вместе с тем строение и расположение бортовых зон верхнедевонско-нижнекаменноугольных палеопрогибов и связанных с их бортами рифов, а также внутреннее строение прогибов изучены крайне слабо. Для успешного ведения поисковых работ на верхнедевонско-нижнекаменноугольные отложения представляется необходимым выделить ряд первоочередных геологических задач, среди которых отметим следующие:

1) детализация модели строения некомпенсированных прогибов на основе целенаправленных региональных, мелко- и среднемасштабных съемок МОГТ в комплексе с другими геофизическими съемками, параметрическим бурением, палеогеографическим и палеогеоморфологическим анализом и скважинными сейсмическими исследованиями.

В частности, необходимо выяснить возможность расчленения верхнедевонского Вуктыло-Джебольского прогиба на севере на систему прогибов и определить их пространственное положение. Присутствие на территории провинции крупноамплитудных доверхнедевонских поднятий (Среднешапкинского, Мишваньского, Возейского, Большеземельского и др.) и глубоких впадин (Харьягинской, Кыртаиоль-Тереховейской и др.) не полностью выровненных к началу франского времени, позволяет допускать рукавообразное строение Вуктыло-Джебольского прогиба, что повышает перспективы комплекса (особенно на севере), однако усложняет стратегию и методику поисков. Необходимо выяснить также местоположение, морфологию и перспективы нефтегазоносности верхнефаменско-турнейского рифового борта впадины, практически не изученного;

2)выяснение возможности расширения объектов поисков. В настоящее время поисковые съемки МОГТ нацелены на прослеживание, в основном, зоны рифовых тел барьерного типа. Между тем, опыт работ в значительно более изученных районах Волго-Уральской области показывает исключительно высокую роль в аккумуляции УВ одиночных рифовых построек и структур их облекания, которые обычно резко выполаживаются вверх по разрезу, что создает существенные трудности при поисках. По аналогии с Камско-Вятской системой прогибов присутствие одиночных рифовых массивов следует предполагать и в Вуктыло-Джебольском прогибе вблизи внутреннего (бассейнового)склона его борта и в зоне мелководного шельфа. Необходимо оптимизировать методику геофизических работ, сеть сейсмических профилей и методику обработки геофизических данных до уровня, ориентированного на поиски наряду с барьерными, также и небольших по площади одиночных рифовых массивов;

3)оценка нефтегазоносности почти не изученных клиноформных терригенных толщ, образующих аккумулятивные террасы бортовой зоны верхнефранского прогиба (ветласянской и ухтинской). В составе этих толщ присутствуют пласты песчаников, слагающие до половины разреза в зонах их максимальных мощностей и содержащих водоносные горизонты на ряде площадей (Джьер, Южная Айгова). Песчаники, как правило, не опробываются и керновым материалом неосвещены. Следует отметить, что в последнее время на территории Оренбургской области получены первые промышленные притоки нефти из терригенной колганской толщи верхнефранского возраста[4], которую можно рассматривать как седиментационный и возрастной аналог ухтинской толщи Вуктыло-Джебольского прогиба, что подтверждает необходимость поиска аналогичных толщ в Тимано-Печорской провинции.

Таким образом, высокие перспективы верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений Тимано-Печорской провинции далеко еще не раскрыты и решение поставленных задач несомненно будет способствовать их повышению.

1. Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д., Соломатин А.В. Верхнедевонский карбонатный комплекс - новый перспективный объект в Тимано-Печорской провинции. - Геология нефти и газа, 1978, № 8 , с. 10-14.
2. Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. Вып. V. М., Недра, 1979.
3. Кремс Н.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Недра, 1974.
4. Колганская толща - объект поиска залежей нефти в ловушках неантиклинального типа / З.С. Иванова, В.И. Терехов и др.- Труды ВНИГНИ. М., вып. 215,1976, с. 84-92.
5. Султанаев А.А., Кушнарева Т.И., Богацкий В.И. Позднедевонско-раннекаменноугольные прогибы северо-востока Русской плиты и перспективы их нефтегазоносности. - Геология нефти и газа, 1972, № 12, с. 55-60.
6. Удот В.Ф. Геохимическая характеристика битумоидов РОВ палеозойских отложений северной части Тимано-Печорской провинции по данным инфракрасной спектрометрии. - Труды Ин-та геол. Коми фил. АН СССР. Сыктывкар, вып. 26, 1978, с. 55-64.

Рис. 1. Карта распространения погребенных некомпенсированных прогибов верхнедевонско-нижнекаменноугольного возраста.

Границы: 1 - Русской платформы и Предуральского прогиба, 2 - западного склона Урала, 3 - основных тектонических элементов; внутренние границы бортов некомпенсированных прогибов: 4 - семилукско-бурегского, 5 - евлановско-ливенского, 6 - верхнефаменско-этреньского времени; 7 - изопахиты нижнекаменноугольной терригенной толщи заполнения, м; основные месторождения: 8 -связанные с рифовыми массивами, 9 - не связанные с рифовыми массивами; АД - геологический разрез. Тектонические элементы: I, II - соответственно Верхнепечорская и Косью-Роговская впадины Предуральского прогиба; III- Коми-Пермяцкий свод; IV- Камская моноклиналь; V -Притиманский прогиб; VI - Тиман; VII - Ижма-Печорская впадина; VIII - Печоро-Колвинский авлакоген; IX - Хорейверская впадина; X - Варандей-Адзьвинская структурная зона; XI - гряда Чернышова. Некомпенсированные прогибы: В - Вангырский; ВД - Вук-тыло-Джебольский; Д - Добрянско-Вишерский; мелководные палеошельфы; Т - Тиманский; П - Предуральский; Б - Большеземельский

Рис. 2. Обобщенный палеогеологический разрез Вуктыло-Джебольского прогиба (начало визейского времени).

Известняки: 1 - рифогенные массивные, 2 -обломочные органогенно-детритовые, 3 - слоистые органогенные, 4 - глинистые, 5 - кремнисто-битуминозные доманикового типа, 6 - слоистые доломиты с прослоями мергелей, гипсов и ангидритов; 7 - мергели; 8 - глины; 9 - песчано-глинистые отложения; 10 - песчаники; 11 - поверхность размыва. Отложения: s-br - семилукско-бурегские, v - ветласянские, sr - спрачойские, uh - ухтинские