Триасовый комплекс является новым объектом поисков нефти и газа на северо-востоке европейской части СССР (см. рисунок ). В последние годы на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции из этих отложений получены промышленные притоки УВ и установлены многочисленные нефтегазопроявления [2, 4, 6, 7].

Триасовые отложения широко распространены на территории Печорской синеклизы и Предуральского краевого прогиба, мощность их достигает соответственно 920 и 4000 м. Повсеместно они представлены континентальными, аллювиальными, озерно-аллювиальными, озерными, а в северных районах и лагунными отложениями. В приуральских разрезах выделяются мощные нижнетриасовые конгломератовые пролювиальные толщи.

В Печорской синеклизе триас расчленяется на чаркабожскую, харалейскую, ангуранскую (последние две объединены в шапкинскую серию) и нарьянмарскую свиты.

Отложения чаркабожской свиты (нижний триас 130-620 м) представлены красно-коричневыми глинами, полимиктовыми песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов.

Харалейскую свиту (верхи нижнего триаса, 30-120 м) слагают красно-коричневые глины, полимиктовые песчаники с прослоями серых глин и алевролитов с растительным детритом.

Ангуранскую свиту (средний триас, 40- 180 м) составляют пестроцветные и серые глины, серые и зеленовато-серые алевролиты и песчаники.

Нарьянмарская свита (верхний триас, 60-600 м) представлена сероцветными глинами, алевролитами и полимиктовыми песчаниками с растительным детритом.

Первый промышленный приток газа из нижней части триасовых отложений получен в 1967 г. из интервала 1146-1135 м скв. 1 - Шапкино на Шапкино-Юрьяхинском валу. При опробовании испытателем пластов дебит газа с небольшим количеством конденсата составил 100 тыс. м³/сут. Впоследствии залежи газа базального пласта нижнего триаса были опробованы на Серчейюской и Южно-Шапкинской площадях (дебит газа до 172 тыс. м³/сут). На Кумжинской площади из скв. 133 и 135 были получены притоки газа с конденсатом дебитом 26 тыс. м³/сут. По данным газового каротажа, залежи газа в базальных отложениях имеются на Василковской и Коровинской площадях. На Лаявожской площади дебит газа с конденсатом составил 227 тыс. м³/сут. На Колвинском мегавале газопроявления из базального пласта отмечались на Возейской, Харьягинской и Ярейюской площадях. На Хыльчуюской площади из скв. 5, 11, и 15 получены притоки газа дебитом до 20 тыс. м³/сут.

На Шапкино-Юрьяхинском валу промышленно нефтегазоносны отдельные пласты песчаников более высоких горизонтов чаркабожской свиты. Из скв. 38 Южно-Шапкинской площади получен приток газа дебитом 5-10 тыс. м³/сут, из скв. 3 Шапкинской - легкая нефть.

В 1976 г. при бурении скв. 37 Южно-Шапкинской площади произошел выброс газа из песчаника в основании харалейской свиты. При испытании этой толщи приток газа составил 127 тыс. м³/сут.

В Северо-Сорокинском блоке Варандей-Адзьвинской структурной зоны в основании харалейской свиты выявлена залежь тяжелой нефти. Пласт нефтеносного песчаника прослеживается на отметках от - 800 м на Лабаганской до- 1356 м на Варандейской площади. Контур нефтеносности с востока, юга и запада, возможно, ограничен разломами, определяющими размеры Северо-Сорокинского блока. Дебит нефти достигает 14,5 м³/сут.

Нефтегазоносны и песчаники основания толщи среднего триаса. В скв. 38 Южно-Шапкинской при опробовании интервала 809-846 м получен приток газа с дебитом 5-10 тыс. м³/сут. Фонтанный приток газа из этого пласта на Хыльчуюской площади составил около 50 тыс. м³/сут.

Залежи газа известны и в верхнетриасовых отложениях. В скв. 131 Ванейвисской площади из интервала 840-846 м получен приток углеводородного газа с водой.

Кроме упомянутых выше промышленных скоплений нефти и газа многочисленные нефтегазопроявления отмечены по всему разрезу триаса на структурах Шапкино-Юрьяхинского вала, Колвинского мегавала, Лаявожской площади, вала Сорокина (см. рисунок ). Единичные нефтегазопроявления зафиксированы в Ижма-Печорской, Большесынинской, Коротаихинской впадинах, на Малоземельско-Колгуевской моноклинали.

Все газы из триасовых отложений Тимано-Печорской провинции имеют метановый состав с небольшим содержанием гомологов метана, азота, кислых и инертных компонентов (см. таблицу ).

Гидрогеологическая изученность триасовых отложений разных районов Тимано-Печорской провинции неодинакова. По данным Н.М. Невской [5], нижнетриасовые отложения Печорской синеклизы принадлежат к зоне затрудненного водообмена. Высокая степень минерализации (до 60 г/л), хлоркальциевый тип вод и их бессульфатность свидетельствуют о благоприятных условиях для сохранения газовых залежей. Средне-верхнетриасовые воды слабосоленые (до 14 г/л), в основном хлоркальциевого типа, слабометаморфизованные. Несмотря на ухудшение гидрохимической обстановки по сравнению с разрезом нижнего триаса, она оценивается как достаточно благоприятная для сохранности залежей.

Хуже изучены воды триасовых отложений в Предуральском прогибе. Имеющиеся сведения говорят о низкой минерализации вод среднего и верхнего триаса Большесынинской впадины.

По данным сейсморазведки и бурения, наиболее крупные и высокоамплитудные структуры в отложениях триаса установлены в Денисовской впадине (Шапкино-Юрьяхинский вал), на Колвинском мегавале (Усинское, Возейское, Харьягинское, Ярейюское, Хыльчуюское поднятия), в Варандей-Адзьвинской структурной зоне (валы Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Няртейягинский). Структуры имеют четко выраженный линейный характер, их амплитуды достигают 100 м и более, а амплитуды развитых в их пределах локальных поднятий измеряются первыми десятками метров. Ряд относительно небольших по размерам локальных поднятий выявлен в Большесынинской и Коротаихинской впадинах, в пределах Малоземельско-Колгуевской моноклинали, на севере Хорейверской впадины.

Элементы дизъюнктивной тектоники (взбросы, надвиги) установлены во внутренних зонах Коротаихинской, Большесынинской и Верхнепечорской впадин. В пределах Печорской синеклизы тектонические нарушения, вероятно, имеются на склонах Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов, гряды Чернышева, валов Седуяхинского, Шапкино-Юрьяхинского, Сорокина, Гамбурцева.

В толще триаса можно выделить три нефтегазоносных горизонта. К первому относятся базальный пласт песчаника нижнего триаса, песчаники чаркабожской свиты и перекрывающие их толщи глин. Базальный пласт нижнего триаса сложен полимиктовым, разнозернистым, неизвестковистым, слабосцементированным песчаником с линзами конгломерата и красно-коричневой глины и с линзовидными прослоями известковистого песчаника. Мощность пласта в северной части Печорской синеклизы 8-55 м, в южных районах Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и во впадинах Предуральского прогиба она достигает 100 м.

Коллекторские свойства песчаников почти на всей рассматриваемой территории хорошие: пористость 22%, проницаемость более 0,2 мкм². Наилучшими коллекторскими свойствами пласт обладает в разрезах севера Денисовской впадины, Колвинского мегавала и (предположительно) Хорейверской впадины (пористость 22-28 %, проницаемость 0,3-3 мкм²). На севере вала Сорокина мощность базального пласта составляет 6-35 м, пористость 7-19 %, коллекторские свойства изучены слабо. На востоке Коротаихинской впадины пористость песчаников не превышает 2 %, проницаемость равна нулю.

Прослои песчаников чаркабожской свиты и ее аналогов, залегающие выше базального пласта, не выдержаны по площади; в направлении с востока на запад число прослоев и их мощность сокращаются, а коллекторские свойства улучшаются: пористость от 17-20 в разрезах Большесынинской впадины до 21-25 % на северо-западе Печорской синеклизы, проницаемость соответственно от 0,03-0,1 до 0,3-0,8 мкм². При наличии хорошей покрышки эти пласты содержат залежи газа.

На всей территории Тимано-Печорской провинции глины чаркабожской свиты играют роль покрышки для коллекторов не только этой свиты, но и нижележащих. Лучшими экранирующими свойствами обладают отложения свиты северных районов Ижма-Печорской, Денисовской и Хорейверской впадин, где глины удерживают залежи газа и легкой нефти. Глины имеют монтмориллонитовый состав, содержание песчаников 9-30%, пористость 15-23%, плотность 2,3-2,4 г/см³, мощность их колеблется от 130 до 400 м [3]. К рассматриваемой зоне приурочены газовые залежи на Шапкинской, Серчейюской, Южно-Шапкинской, Кумжинской, Лаявожской площадях, газоконденсатная залежь на Василковской площади и нефтяная на Южно-Шапкинской в отложениях верхней перми.

В южной части Колвинского мегавала, Хорейверской и Ижма-Печорской впадин в составе чаркабожской свиты доля песчаников увеличивается (до 40-60 %), глины здесь приурочены к нижней части разреза и слагают отдельные пачки мощностью до 5-15 м. Отсутствие мощных глинистых пачек, а также имеющиеся сведения о типах экранируемых флюидов (тяжелая нефть в карбонатах нижней перми-карбона на Усинской площади) позволяют относить описываемую толщу к экрану, способному удерживать лишь тяжелую нефть.

В Большесынинской и Коротаихинской впадинах аналоги чаркабожской свиты сложены преимущественно песчаниками, лишь в нижней, а в Коротаихинской впадине и в верхней частях разреза имеются глинистые пачки с многочисленными прослоями песчаников. Глины (в Большесынинской впадине) и аргиллиты (в Коротаихинской) сильно уплотнены, абсолютная пористость их колеблется от 4-5 до 13-14 %, плотность от 2,4 до 2,6 г/см³. На западном борту Коротаихинской впадины песчаники нижней перми, залегающие непосредственно под отложениями нижнего триаса, насыщены тяжелой нефтью.

Эти данные позволяют рассматривать аналоги чаркабожской свиты в описываемой зоне как проницаемую толщу и лишь в западных районах как могущую служить экраном для нефтей, преимущественно тяжелых.

Второй нефтегазоносный горизонт включает пласты песчаников в основании харалейской и ангуранской свит и перекрывающие их толщи глин. Мощность пластов-коллекторов составляет в харалейской свите 7-58 м, мощность перекрывающей глинистой толщи достигает 35 м. В юго-восточной части Печорской синеклизы и во впадинах Предуральского прогиба в разрезе горизонта преобладают песчаники, прослои глин маломощны и не выдержаны по площади. В Большесынинской впадине песчаники имеют пористость 20 %, проницаемость менее 0,1, редко 0,5 мкм², в северо-западных районах Печорской синеклизы пористость обычно более 25 °/о, проницаемость 0,7 мкм².

Глинистые покрышки в харалейской свите по составу и экранирующим свойствам близки к описанным в чаркабожской свите. В северо-западных районах они способны удерживать легкую нефть и газ (Южно-Шапкинская площадь), на вале Сорокина - тяжелую нефть.

Песчаники, приуроченные к основанию ангуранской свиты, неравномерно, часто слабосцементированные, отсортированные с хорошими коллекторскими свойствами: пористость 24 %, проницаемость 0,5 мкм². Мощность пластов-коллекторов колеблется в северо-западной части Печорской синеклизы от 2-10 до 75 м, преобладают пласты мощностью менее 20 м. Песчаники Большесынинской и Коротаихинской впадин имеют несколько худшие свойства: пористость 17-26%, проницаемость 0,5-0,7 мкм², в восточных районах Коротаихинской впадины пористость 2 %, проницаемость равна нулю. Песчаники перекрываются глинами, экранирующие свойства которых на большей части территории провинции весьма хорошие. Мощность глинистых пластов, за исключением южных частей Шапкино-Юрьяхинского и Колвинского валов, превышает 15 м, абсолютная пористость 18-20 %, плотность 2 г/см³. Состав глин гидрослюдисто-хлоритово-каолинитовый. На Южно-Шапкинской и Хыльчуюской площадях из ангуранской свиты получены фонтанные притоки газа.

Экранирующие свойства верхней части ангуранской свиты ухудшаются в центральной и восточной частях Большесынинской и Коротаихинской впадин. Пласты глин имеют здесь небольшую мощность, содержат прослои песчаников, в Коротаихинской впадине сильно литифицированы.

Третий нефтегазоносный горизонт включает регионально развитый пласт песчаника в основании нарьянмарской свиты и перекрывающую его толщу песчано-глинистых пород. Мощность пласта в основании свиты в разрезах Печорской синеклизы достигает 55 м. Песчаники полимиктовые, серые, неравномерно глинистые, слабосцемёнтированные, с хорошими коллекторскими свойствами: пористость 27-35 %, проницаемость до 5 мкм². Песчаники обычно перекрыты пластами глин мощностью 10-30 м с хорошими экранирующими свойствами. На Ванейвисской и Варандейской площадях из верхнетриасовых песчаников получены притоки газа. В вышележащей части верхнего триаса как песчаные, так и глинистые прослои имеют малую мощность (1-2 м), не выдержаны по площади, поэтому как коллекторские, так и экранирующие свойства этих отложений невысокие.

В Большесынинской впадине в разрезе верхнего триаса повсеместно преобладают песчаники с хорошими коллекторскими свойствами (пористость 26-30 %, проницаемость 0,25-2 мкм²). Верхняя часть разреза представлена часто переслаивающимися глинами, алевролитами, песчаниками. Надежные экраны в разрезе отсутствуют. В Коротаихинской впадине коллекторские свойства горизонта изучены слабо. Пористость песчаников 13-24 %, проницаемость 0,105 мкм². Верхняя часть разреза сложена переслаивающимися аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Можно предположить, что из-за сильной литификации, наличия среди аргиллитов многочисленных прослоев песчаников эта толща является экраном невысокого качества.

Для всех выделенных нефтегазоносных горизонтов наблюдаются общие закономерности изменения свойств коллекторов и экранов, обусловленные изменением литолого-фациального состава толщ, различной степенью удаленности от областей сноса, колебанием мощности отложений триаса и т. д. В направлении с востока на запад с удалением от основных источников сноса аллювиальные и аллювиально-озерные отложения сменяются преимущественно озерными, улучшаются сортированность и окатанность обломочного материала и в соответствии с этим пористость и проницаемость коллекторов. В этом же направлении увеличивается мощность и улучшается качество глинистых экранов во всех выделенных выше нефтегазоносных горизонтах.

Как было показано выше, триас на рассматриваемой территории представлен континентальными аллювиальными, озерно-аллювиальными, озерными, а в северных районах, возможно, лагунными отложениями. Для нижнего и среднего триаса характерны первичная красноцветность пород, значительное содержание в них гидроокислов железа, свидетельствующие об окислительных в раннем и окислительно-слабовосстановительных условиях седиментации в среднем триасе. Литолого-фациальная характеристика пород этого возраста, малое содержание в них ОВ преимущественно арконового типа, а также невысокая его катагенетическая превращенность (градации ПК₃-HK₁ характерны только для самых глубокопогруженных участков Хорейверской и Денисовской впадин) свидетельствуют о неблагоприятных условиях для нефтегазообразования. Верхнетриасовые отложения, представленные сероцветными породами, отлагавшимися в восстановительных условиях, содержат значительное количество ОВ растительного происхождения, но находятся на еще более низких стадиях катагенеза. В этих отложениях генерация УВ была возможна в наиболее глубокопогружавшихся отложениях рассматриваемой территории (Коротаихинская впадина). Таким образом, на большей части провинции скопления УВ в триасовой толще сформированы, скорее всего, за счет миграции их из подстилающих образований.

Залежи газа, нефти и нефтегазопроявления обнаружены на площадях, где этаж нефтегазоносности достаточно широк - от девона до триаса. На территории Денисовской впадины и Колвинского мегавала снизу вверх по разрезу наблюдается смена нефтяных залежей газонефтяными и газовыми или газоконденсатных газовыми при однотипности нефти и газа и сохранении изотопного состава углерода метана. Вал Сорокина представляет собой обособленную зону как по физико-химическим свойствам нефтей в триасе и подстилающих его отложениях, так и по условиям их генерации и миграции в триасовую толщу. В этой зоне нефтегенерирующими являлись, вероятно, карбонатные отложения силура - девона, для которых характерен сапропелевый тип ОВ и стадии катагенеза, соответствующие градациям НК_3-4, что обусловило образование в указанных отложениях преимущественно жидких углеводородных флюидов. В описываемой зоне во всем вскрытом разрезе практически непрерывно наблюдаются хорошо видимые по керну и в шлифах следы миграции нефти. Снизу вверх по разрезу нефть последовательно утяжеляется, в ней происходят изменения компонентного состава, связанные с окислением нефти в процессе миграции; возможные газовые залежи были в основном разрушены. Последнее объясняется тем, что надежные покрышки в разрезе триаса и юры вала Сорокина отсутствуют.

Миграция УВ происходила, вероятно, главным образом по разломам и связанным с ними зонам трещиноватости и микротрещиноватости, приуроченным к участкам сочленения крупных тектонических элементов. Как показал В.П. Гаврилов [1], вертикальная миграция по разломам может играть существенную роль даже при наличии высоконадежных покрышек, какими, например, являются глины нижнего и среднего триаса в северных районах Печорской синеклизы.

Учитывая вертикальную миграцию УВ из отложений палеозоя, наиболее перспективным следует считать первый нефтегазоносный горизонт, залегающий в основании триаса; второй и третий горизонты также содержат промышленные скопления газа и нефти, однако, принимая во внимание, что на пути УВ при миграции в вышележащие горизонты лежат экранирующие толщи нижнего, а затем и среднего триаса, возможность поступления в них УВ уменьшается.

Главные перспективы нефтегазоносности следует связывать с северными районами Печорской синеклизы. Именно здесь имеются хорошие коллекторы по всему разрезу триаса, надежно изолирующие глинистые толщи, многочисленные высокоамплитудные структуры, осложненные разрывными нарушениями, благоприятные гидрогеологические показатели. Наконец, здесь установлены промышленные скопления газа и нефти.

Слабо изучена территория Варандей-Адзьвинской структурной зоны, где доказана продуктивность триаса на структурах северного блока вала Сорокина. К перспективным следует отнести также северо-восточную часть зоны. В южных районах Варандей-Адзьвинской зоны в триасе имеются хорошие коллекторы, но нет надежных покрышек. К возможно перспективным территориям относятся северная и западная части Коротаихинской впадины, где имеются коллекторы, но хорошие покрышки пока не установлены. В восточных разрезах впадины породы сильно литифицированы, не содержат ни коллекторов, ни покрышек. Территория впадины изучена крайне слабо.

На юге Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и в Большесынинской впадине триасовые отложения при обилии коллекторов почти не содержат надежных покрышек, перспективы этих отложений в указанных районах, вероятно, ограниченны.

1. Гаврилов В.П. Роль региональных разломов в формировании залежей нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1976, № 1 , с. 31-37.
2. Енцова Ф.И., Калантар И.З., Танасова С.Д. Мезозойские отложения Тимано-Печорской провинции и их нефтегазоносность. - В кн.: Геология и нефтегазоносность северо-востока европейской части СССР (Коми АССР и Ненецкого национального округа Архангельской области). Вып. II. Сыктывкар, 1972, с. 159-173.
3. Енцова Ф.И., Лютоева Л.В., Калантар И.З. Сравнительная оценка экранирующих свойств кунгурско-уфимских, нижне-среднетриасовых отложений севера Предуральского прогиба и северо-востока Русской платформы. - В кн.: Материалы по геологии и полезным ископаемым северо-востока европейской части СССР. Сб. 8.Сыктывкар, 1976, с. 66-73.
4. Мораховская Е.Д. Триасовые отложения и перспективы их нефтегазоносности. - В кн.: Перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции. Л., 1979, с. 43-54.
5. Невская Н.М. Гидрогеология артезианских бассейнов Тимано-Печорской провинции в связи с перспективами нефтегазоносности. - Автореф. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук, Л., 1973(ВНИГРИ).
6. Нефтегазоносность пермских и мезозойских отложений Тимано-Печорской провинции / А.В. Иванов, Ф.И. Енцова, И.З. Калантар и др. - В кн.: Геология и полезные ископаемые северо-востока европейской части СССР и севера Урала. Сыктывкар, 1965, с. 116-131.
7. Фирер Г.М., Чернявский Г.В. Стратиграфия и нефтегазоносность мезозойских отложений северо-западной части Тимано-Печорской провинции (р-н г. Нарьян-Мара). - В кн.: Геология нефти и газа северо-востока европейской части СССР. Вып. I. М., 1964, с. 151-163.

Таблица

Состав газа месторождений Шапкино-Юрьяхинского вала

Рисунок

Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Месторождения: а - нефтяные, б - газовые и газонефтяные; в - нефтегазовые или газонефтяные, г - разведочные площади. Структурные элементы: I - Ижма-Печорская впадина, II - Печоро-Кожвинский мегавал, III - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, IV - Шапкино-Юрьяхинский вал, V- Лайский вал, VI - Колвинский мегавал, VII - Хорейверская впадина, VIII - вал Сорокина, IX - вал Гамбурцева, X - гряда Чернова, XI - Коротаихинская впадина, XII - гряда Чернышева, XIII - Косью-Роговская впадина, XIV - Большесынинская впадина, XV- Верхнепечорская впадина. Месторождения и площади: 1 - Коровинская, 2 - Кумжинская, 3 - Василковская, 4 - Ванейвисская, 5 - Шапкинская, 6 - Южно-Шапкинская, 7 - Серчейюская, 8 - Лаявожская, 9 - Хыльчуюская, 10 - Ярейюская, 11 - Возейская, 12 - Усинская, 13 - Варандейская, 14 - Торавейская, 15 - Южно-Торавейская, 16 - Лабаганская