В северной половине Волго-Уральской провинции, охватывающей Пермскую, частично Свердловскую и Кировскую области и Удмуртскую АССР, в палеозойских отложениях открыто более 100, в основном нефтяных и меньше газонефтяных, месторождений.

Ареал промышленной нефтеносности палеозойских отложений распространяется на большую юго-восточную часть региона, ограниченную с востока Средним Уралом, с запада - линией, проходящей, согласно схеме тектоники [9], от Камской моноклинали к Омутнинской впадине, далее по краю Немского свода к Нижнекамской системе линейных дислокаций. Залежи нефти сосредоточены в пяти регионально развитых толщах палеозоя[2]. В комплексе с нефтематеринскими свитами, выделенными на основании геохимических исследований, указанные толщи могут рассматриваться как регионально нефтегазоносные формации, которые представляют собой “...генетическое единство нефтепродуцирующих отложений с нефтегазовмещающими (коллекторами), покрывающими и разделяющими породами” [1]. Чередование этих формаций с непродуктивными толщами в разрезе палеозоя имеет циклический характер, определяемый особенностями нефтегазообразования. Ареалы регионально нефтегазоносных формаций промышленного значения (РНГФ) на востоке продолжаются до Среднего Урала. Западные же границы каждого из них не совпадают, смещаясь в различной степени к северо-западу ( рис. 1 ). Ареал IV РНГФ - карбонатных отложений среднего карбона - занимает наибольшую территорию, за ним следуют I, II, III РНГФ соответственно терригенных отложений девона, карбонатных девона и турнея и терригенных пород карбона. На территории, соответствующей Предуральскому прогибу, развита V РНГФ - терригенно-карбонатные отложения верхнего карбона - нижней перми. Наибольшей нефтенасыщенностью отличаются в I и II формациях отложения франского яруса, в III, IV и V - отложения соответственно визейского, московского и артинского ярусов. Таким образом, ареалы РНГФ не совпадают, различаясь размерами и конфигурацией.

В пределах ареала промышленной нефтегазоносности месторождения неравномерно концентрируются на отдельных участках, образуя разнообразные сочетания. Проведенный анализ группировки месторождений по форме полей и количеству вмещающих скоплений, позволил установить три типа зональности размещения.

Прежде всего, следует отметить кольцеобразную зональность. В трех выделенных нами кольцеобразных объектах нефтенакопления - Киенгопско-Верещагинском, Осинско-Верхнекамском и Ольховско-Таежном - сосредоточена основная масса месторождений нефти рассматриваемого региона. Эти объекты состоят из отдельных концентрически размещенных линейных зон, и почти примыкая друг к другу, располагаются полосой, ориентированной с юго-запада на северо-восток. Значительное количество установленных месторождений связано с двумя линейными объектами нефтенакопления - Касибским и Веслянским, выделенными соответственно к северу и к югу от указанной полосы. В каждом из перечисленных объектов первого и второго типа содержится по 10- 20 месторождений нефти (р ис. 1 ). По два-три месторождения сгруппировано в трех небольших изометричных объектах нефтенакопления. Таким образом, в зональном размещении месторождений нефти преобладающее значение принадлежит кольцеобразным объектам нефтенакопления.

Определение пространственной связи выполнено согласно основным направлениям изучения закономерностей размещения месторождений, предусматривающим анализ соотношения ее с тектоникой региона.

Сопоставление ареала промышленной нефтеносности палеозойских отложений и каждого из ареалов продуктивных формаций со схемой тектоники региона показало, что они охватывают Соликамскую и Сылвенскую депрессии Предуральского прогиба, Верхнекамскую впадину, Пермско-Башкирский свод, Камскую моноклиналь и Косьвинско-Чусовскую седловину. Ареалы промышленной нефтеносности не связаны с какими-либо определенными морфогенетическими типами крупных (I порядка) геоструктур.

Из работ последних лет С.П. Максимова, И.И. Нестерова и других исследователей известно о связи нефтегазоносности с повышенной скоростью седиментации продуктивных толщ, вызванной соответствующим тектоническим погружением данного участка земной коры. Однако предельные значения этого параметра не были выявлены.

Сопоставление каждого из ареалов регионально нефтеносных формаций с картами скорости конседиментационного погружения ярусов, на которые приходятся максимумы продуктивности [3], а также сравнение цикличного распределения формаций по разрезу и территории с соответствующими графиками режима скорости тектонических движений ( рис. 2 ) показали достаточно четкую связь с повышенными значениями указанного параметра. При этом обнаружена некоторая критическая минимальная величина скорости тектонических движений, составляющая примерно 25 м/млн. лет, определившая пространственные границы каждой из продуктивных формаций. При значениях скорости ниже критической нефтяные залежи в геологическом разрезе отсутствуют. Максимальные скорости конседиментационного погружения нефтеносных формаций достигают 100 м/млн. лет. Таким образом, региональное размещение скоплений нефти имеет достаточно четкую пространственную связь с определенными величинами скорости конседиментационного погружения нефтегазоносных формаций.

Сопоставление выделенных кольцеобразных объектов сравнительно высокой концентрации месторождений со схемой тектонического районирования позволяет констатировать следующее. Одни участки объектов нефтенакопления совпадают с отдельными склонами Пермско-Башкирского свода и Косьвинско-Чусовской седловины, другие пересекают борт Сылвенской и середину Верхнекамской впадин, третьи приурочены к прибортовым зонам прогибов Камско-Кинельской системы, расположенной на юго-востоке региона. Это свидетельствует о неудовлетворительной корреляции между рассматриваемыми объектами нефтеносности и морфогенетическими типами элементов тектоники I порядка.

В работах, посвященных тектоническим исследованиям южных областей Урало-Поволжья [1], достаточно убедительно показано распространение структурных элементов осадочного чехла, называемых структурными блоками. Границы этих участков осадочного чехла выражены флексурами, генетически связанными с блоками кристаллического фундамента, ограниченными разломами.

На основании структурно-тектонического анализа выделены аналогичные структуры в пределах рассматриваемой части региона. Важно отметить, что проникновение разломов в осадочную толщу палеозоя нигде не зафиксировано, поэтому такие участки называются надблоковыми структурными массивами осадочного чехла. Выделенные массивы имеют различные очертания, размеры (приближающиеся к элементам I порядка), морфологические особенности; они приурочены к различным морфогенетическим типам крупных тектонических структур. Однако общим признаком надблоковых массивов является наличие краевых кольцеобразных поднятий, ориентированных согласно границам массивов и, следовательно, подчиненных блоковому строению земной коры. Следует отметить, что краевые поднятия состоят из отдельных линейных валов, осложненных локальными поднятиями.

Сопоставление кольцеобразных и линейных объектов нефтенакопления с надблоковыми массивами осадочного чехла показало четкую пространственную связь между ними. Поэтому выделенные массивы получили названия, соответствующие объектам нефтенакопления. Объекты I типа совпадают с краевыми валами массивов ареала промышленной нефтегазоносности.

Каждый из линейных объектов нефтенакопления приурочен, по-видимому, к одному из валов, концентрически окаймляющих надблоковый структурный массив. Таким образом, зональное размещение промышленной нефтегазоносности пространственно связано с блоковым строением земной коры региона.

Каковы же причины связи, или генетическая сущность, эмпирически установленных пространственных связей объектов нефтенакопления регионального и зонального уровней? Решение этого вопроса проведено путем ретроспективного анализа геологических условий образования скоплений нефти и восстановления в основных чертах механизма и истории этого процесса.

Мы предлагаем следующую схему образования скоплений нефти.

Цикличностью герцинского тектогенеза были обусловлены накопление и захоронение осадков, обладающих как нефтегенерационным, так и аккумуляционным потенциалом, т. е. накопление потенциальных регионально нефтегазоносных формаций. Стимулирующее воздействие на этот процесс оказало цикличное повышение скорости погружения участков земной коры, достигавшее 25-100 м/млн. лет, максимумы которого приходились на франский, визейский, московский, сакмаро-артинский века. Оно перемещалось в пространстве соответственно на Казанско-Кажимский прогиб, южную часть Верхнекамской впадины, затем на ее среднюю и северную части, а также на Пермско-Башкирский свод, Камскую моноклиналь и Предуральский прогиб. В условиях повышенной скорости конседиментационного погружения осадков вследствие слабого диагенетического преобразования накопилось ОВ, содержащее максимально широкий спектр химических соединений, способных генерировать УВ и поэтому обладающее высоким нефтематеринским потенциалом. Кроме того, при указанной скорости вследствие соответствующего регионального распределения пелитовой и псаммитовой фракций в терригенных осадках и крупности зерен в карбонатных стал формироваться комплекс, состоящий из коллекторов и покрышек, удовлетворяющий свойствам природного резервуара. Об этом свидетельствуют сравнение геохимической и литологической характеристик нефтегазоносных формаций палеозоя со значениями скорости, а также проведенный другими исследователями [10] геохимический анализ отложений по скважинам глубоководного бурения в акваториях. Вследствие некоторой пространственно-временной неравномерности цикличного погружения региона, вызвавшей миграцию центров погружения, ареалы потенциальных РНГФ приобрели различную широту и конфигурацию.

Напряженностью теплового поля региона было обусловлено преобразование ОВ этих формаций. При реконструкции палеогеотермических условий этого процесса приняты во внимание факторы, которые необходимо учитывать для уточнения пространственно-временных показателей его развития. Это, прежде всего цикличность геотермического режима, связанная с цикличностью теплового потока Земли, согласованной с цикличностью тектогенеза [7]. Второй фактор - двукратное превышение геотермической напряженности региона в палеозойскую эру в целом относительно современной эпохи [4], что обусловлено соответствующей степенью консолидации древней Восточно-Европейской платформы на указанных этапах развития. Сопоставление (с учетом отмеченных факторов) верхней границы температурного интервала 60-150°С, соответствующего главной зоне нефтеобразования [8] с динамикой залегания потенциальных РНГФ, показало вероятную историко-геологическую обстановку их вступления в ГЗН. Массовая генерация нефти в каждой из РНГФ началась на сравнительно малых глубинах и сравнительно ранних этапах погружения. Глубины составляли 1000-1500 м в среднем 1250 м, этапы последовательно соответствовали франскому, визейскому, московскому, сакмаро-артинскому векам. Расчеты глубинно-температурной привязки (с точностью ±10%) подтверждаются залеганием на глубине 1300 м верхней РНГФ, где в настоящее время температура недр далеко не достигает величин, эквивалентных условиям ГЗН.

По мере развития процесса генерации нефть, эмигрировавшая в проводящие пласты каждой из РНГФ, вовлекалась в активную латеральную миграцию, поскольку структурно-динамическая система уже приобрела состояние, отвечающее начальному градиенту сдвига и при прочих равных условиях началу миграционных процессов. Углы региональных наклонов и в большей мере зональных превышали критические, составляющие, по И.М. Губкину, 1/6 градуса. Активности миграции способствовали сравнительно высокие фильтрационно-емкостные свойства проводящих пластов и герметизирующие - экранов, выдержанных по простиранию. Учитывая консервирующее влияние нефти и зная палеоглубины погружения, можно считать, что к указанным этапам начала генерации нефти после трансформации в результате уплотнения осадков и эмиграции седиментационных вод пористость и проницаемость пород имели значения более 10 % и (1-10)*10^-3 мкм² для коллекторов, а экранирующие толщи не утратили еще некоторой пластичности.

Развитию миграционных процессов способствовали благоприятные палеогидродинамические условия, определяющиеся развитием в соответствующие этапы геологической истории палеозоя преимущественно элизионных гидрогеологических циклов водонапорных систем [5]. Масштабы латеральной миграции в каждой из РНГФ были незначительными, не превышающими 60-80 км, о чем свидетельствуют расстояния от очагов генерации, возникающих по мере образования указанных центров погружения, до окружающих ловушек. Дальняя миграция не могла осуществляться по следующим причинам. При равных суммарных потенциалах эмиграции и аккумуляции заполнялись ловушки лишь вблизи очагов генерации, в случае же превышения первого потенциала над вторым нефть, мигрирующая за пределы ареала природных резервуаров, т.е. ареала РНГФ, рассеивалась. Миграционные процессы в каждой из РНГФ носили цикличный характер, поскольку цикличность тектонических движений, способствуя периодическому увеличению амплитуды погружения, уплотняющих с сжимающих давлений, растворимости нефти и других геологических параметров, воздействовала на цикличность миграции [7]. Направление миграции нефти в значительной мере определялось блоковым строением земной коры, так как кольцеобразные поднятия надблоковых массивов осадочного чехла на всех этапах геологической истории независимо от азимутов их наклонов были относительно приподняты, что создавало энергетические предпосылки для фронтального движения флюидов в сторону этих поднятий.

Аккумуляция также контролировалась блоковым строением земной коры региона, так как мигрирующая нефть аккумулировалась ловушками, представленными главным образом локальными поднятиями, осложняющими вышеуказанные краевые валы надблоковых структурных массивов. Подавляющее большинство ловушек каждой из РНГФ было сформировано на ранних, в основном конседиментационных, этапах [6], что обеспечило высокую результативность миграции и аккумуляции нефти. Фронтальное заполнение сообщающихся ловушек сопровождалось распределением нефти по региональному падению пластов, согласно принципу дифференциального улавливания. В течение мезозойской эры при изменении азимутов наклонов блоков земной коры и трансформации ловушек, очевидно, осуществлялись процессы перераспределения нефти. Об этом свидетельствуют увеличение плотности нефти от 0,82 до 0,86-0,9 г/см³ и убывающая степень заполнения ею ловушек, согласно современному восстанию пластов Верещагинского, Чутырско-Киенгопского, Веслянского и других валов. Аккумуляция нефти в IV РНГФ, по-видимому, несколько повысилась за счет вертикальных перетоков из нижележащей толщи в юго-западной части Киенгопско-Верещагинского объекта нефтенакопления, где в раннепермскую эпоху относительно повысилась тектоническая активность. Об этом свидетельствуют сходство физико-химических характеристик нефтей и химического состава подземных вод указанных формаций, а также широкое развитие трещиноватости окско-башкирских отложений.

Вследствие близкого совпадения структурных планов ловушек разновозрастных нефтегазоносных формаций, обусловленного регулирующим влиянием блокового строения земной коры на структурообразование осадочного чехла, несмотря на разновременность образования в них залежей, в конце палеозоя по краям надблоковых массивов были сформированы месторождения нефти. Число продуктивных горизонтов последних контролировалось ареалами РНГФ. Таким образом, в результате интеграции нефтегеологических процессов, регулируемой цикличностью и блоковым характером тектогенеза, образовались наблюдаемые объекты нефтенакопления.

Изложенная схема формирования скоплений нефти обосновывает генетические связи установленной пространственной приуроченности объектов нефтенакопления регионального и зонального уровней, что позволяет считать такое размещение закономерным. Выявление закономерностей с позиций основных законов нефтеобразования и тектогенеза имеет как теоретическое, так и практическое значение. Установленные закономерности размещения скоплений нефти могут рассматриваться как поисковые критерии для Волго-Уральской провинции, а также как основа разработки критериев для других, близких по геологической истории нефтегазоносных провинций. Предлагаемые критерии могут стать определяющими на ранних этапах поисково-разведочных работ, что приведет к повышению их экономической эффективности. Методика выделения предварительных объектов для постановки работ, вытекающая из установленных закономерностей, сводится к следующему: 1) выделение регионально нефтегазоносных формаций в разрезе субаквальных отложений в соответствии с принципами цикличности нефтеобразования по максимумам значений средней скорости погружения земной коры, устанавливаемым по сводному графику этого параметра; 2) ограничение ареалов промышленной нефтеносности каждой из этих формаций по изолиниям скорости 25 м/млн.лет соответствующих веков и изопахитам 1300 м для этапов постседиментационного погружения; 3) трассирование зон возможного нефтенакопления по краям надблоковых массивов осадочного чехла, выделяемых в пределах этих ареалов по геофизическим и буровым материалам.

Проведенный с указанных позиций анализ сравнительно мало изученных участков северной половины Волго-Уральской провинции позволяет протрассировать Брусянскую зону возможного нефтенакопления с продуктивными II, III, IV и V РНГФ в средней части Сылвенской впадины, выделить II РНГФ как перспективную для открытия новых залежей в пределах Касибской зоны нефтенакопления; отнести к перспективным ряд недоразведанных участков в пределах выделенных районов нефтенакопления ( рис. 1 ) и отнести I РНГФ к перспективной на Ольховско-Таежном массиве, южной части Киенгопско-Верещагинского и юго-восточной части Осинско-Краснокамского массивов.

1. Региональное размещение месторождений нефти северной части Волго-Уральской провинции закономерно приурочено к большей юго-восточной территории региона, где этаж нефтеносности содержит от одной до пяти цикличных регионально нефтегазоносных формаций, отличающихся площадью ареалов распространения.
2. Значительное размещение месторождений нефти закономерно приурочено к кольцеобразным районам нефтенакопления, линейным и изометричным зонам нефтенакопления, из которых преобладают объекты первого типа.
3. Как зональное, так и региональное размещение месторождений нефти не контролируется морфогенетическим типом крупных (I порядка) тектонических элементов.
4. Региональное размещение месторождений нефти достаточно четко связано с полями повышенной скорости конседиментационного погружения содержащихся в них формаций, сочетающейся с повышенной амплитудой постседиментационного, составляющих соответственно не менее 25 м/млн. лет и 1300 м.
5. Зональное размещение месторождений нефти четко связано с краевыми валами надблоковых структурных массивов осадочного чехла.
6. Указанные параметры погружения представляют собой комплексные показатели благоприятных геохимических, литологических и термодинамических условий генерации и миграции нефти в палеозойских отложениях древней платформы, краевые валы надблоковых массивов - показатели благоприятных условий миграции и аккумуляции нефти.
7. Основными объектами, перспективными на поиски новых скоплений нефти в северной части Волго-Уральской провинции, являются I РНГФ на Ольховско-Таежном массиве, в южной части Киенгопско-Верещагинского и юго-восточной части Осинско-Краснокамского, II РНГФ в Касибской и Брусянской зонах нефтенакопления.

1. Бельков А.М. Генезис локальных платформенных структур на примере Нижнего Поволжья. - Геотектоника, 1972, № 1, с. 79-87.
2. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / С.П. Максимов, В.А. Киров, В.А. Клубов и др. М., Недра, 1970.
3. Добрида Э.Д. Скопления углеводородов и скорость палеотектонических движений в северных областях Волго-Уральской провинции. - Докл. АН СССР, т. 257, 1981, № 3, с. 684-686.
4. Калмыков Г.С. Прогноз нефтегазоносности по стадиям преобразования угольного гумусового вещества. - Труды КО ВНИГНИ. М., 1971, вып. 117, с. 287-294.
5. Качалов Ю.М., Якобсон Г.П., Мясникова И.П. Палеогидрогеологические условия формирования месторождений нефти Волго-Уральского бассейна и перспективы его нефтеносности. - Труды ВНИГНИ. М., 1970, вып. 89,с. 12-63.
6. Ларкин В.Н. Методика изучения локальных поднятий и их классификация по генетическому признаку. - Геология нефти и газа, 1969, № 7 , с. 21-25.
7. Максимов С.П., Кунин Н.Я., Сардонников Н.М. Цикличность геологических процессов и проблема нефтегазоносности. М., Недра, 1977.
8. Максимов С.П., Добрида Э.Д. Цикличность геотектонотеплового режима пород и ее влияние на условия генерации и миграции углеводородов в палеозойских отложениях севера Урало-Поволжья. - Геология нефти и газа, 1980, № 10 , с. 17-23.
9. Поповин В.В., Добрида Э.Д., Зиновьев А.А. Схема тектонического районирования и нефтегазоносности осадочного чехла Урало-Поволжья. - Труды ВНИГНИ, М., 1981,вып. 234, с. 21-30.
10. Троцюк В.Я. Прогноз масштаба нефтегазообразования в акваториях. - Сов. геология, 1979, № 12, с. 10-21.
11. Цикличность процессов нефтегазообразования, нефтегазоносные провинции, бассейны и области / С.П. Максимов, Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева и др. - Геология нефти и газа, 1976, № 12 , с. 30-43.

Рис. 1. Схема нефтегазоносности северных областей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Границы ареалов, совпадающих с участками их конседиментационного погружения со скоростью не ниже 25 м/млн. лет и амплитудой постседиментационного - не менее 1300 м:

1 - ареала I РНГФ терригенной толщи девона, 2 - II РНГФ карбонатной толщи девона и частично турнейского яруса, 3 - III РНГФ терригенной толщи карбона, 4 - ареала IV РНГФ карбонатной толщи карбона, 5 - V РНГФ терригенно-карбонатной толщи нижней перми; 6 - районы нефтенакопления, совпадающие с краями надблоковых структурных массивов осадочного чехла палеозоя: I - Киенгопско-Верещагинский, II - Осинско-Краснокамский, III - Ольховское-Таежный, IV - Веслянско-Брусянский, V - Касибская; 7 - объекты, перспективные на поиски новых скоплений нефти: 8 - нефтяные месторождения, 9 - нефтегазовые, 10 - граница складчатости Среднего Урала

Рис. 2. Цикличность распределения РНГФ палеозоя и режима средней скорости их конседиментационного погружения в северных областях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

1 - кривые средних значений скорости погружения, 2 - максимумы циклов, характеризующиеся скоростью выше 25 м/млн. лет; А - Предуральский прогиб, Б - Пермско-Башкирский свод (северная часть) и Верхнекамская впадина (центральная часть), В - Немский свод, Г - Верхнекамская впадина (северная часть); I- V - РНГФ