К оглавлению

УДК 553.98:551.762.3(470.13)

Важное направление поисковых работ В нижнепермских отложениях Колвинского мегавала

Н. И. НИКОНОВ, А. С. ГОЛОВАНЬ (Ухтанефтегазгеология)

В настоящее время в нефтегазовой геологии большое внимание уделяется проблемам формирования, размещения и методики поисков неантиклинальных залежей нефти и газа. Среди последних наиболее интересны и наименее изучены залежи УВ, приуроченные к погребенным аллювиальным долинам и дельтам палеорек. Н. И. Марковский [4] считает, что в нефтегазовой геологии в настоящее время нет важнее проблемы, чем выявление древних дельт. Самым крупным месторождением нефти, приуроченным к аллювиально-дельтовым песчаным образованиям, следует считать Атабаску (провинция Альберта, Канада).

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции развита мощная терригенная верхнепермская толща, сложенная морскими и континентальными образованиями. Наличие последних предполагает широкое развитие древней речной сети и существование множества древних дельт на границах суши и моря. Первые достаточно уверенные сведения о распространении верхнепермских аллювиально-дельтовых образований и приуроченности к ним нефтяных залежей получены в результате поисково-разведочных работ на Возейском и Харьягинском месторождениях Колвинского мегавала (рис. 1).

На этих месторождениях верхнепермские отложения представлены тремя толщами: нижняя (50-100 м) - сероцветная, сложенная песчаниками с прослоями глин и алевролитов, отнесенных по фаунистическим остаткам к уфимскому ярусу; средняя (110- 120 м) - пестроцветная, сложенная преимущественно зеленовато-серыми и коричневыми глинами и алевролитами, имеющая казанский возраст; верхняя (20-190 м) -углистая, сложенная переслаиванием сероцветных глин, алевролитов и песчаников, содержащих углистые включения и прослойки, отнесенная к татарскому ярусу.

Наибольший интерес представляет нижняя сероцветная толща (уфимский ярус). Песчаники здесь серые, полимиктовые, мелко- и разнозернистые, неравномерно глинистые, с неяснослоистой, иногда косолинзовидно-слоистой текстурой благодаря тонким прослойкам темно-серых глин, с включениями гравелитов и гравийной гальки (1- 4 см). Отмечаются обугленный растительный детрит, шлам и конкреции пирита.

В составе уфимского яруса уверенно выделяются и прослеживаются три пласта песчаников: Р_I, Р_II, Р_III. Характер их распространения детально изучен на центральных участках Возейского и Харьягинского нефтяных месторождений, где пробурено много эксплуатационных поисковых и разведочных скважин на различные нефтяные залежи.

Установлено, что в пределах первого месторождения (рис. 2) пласты песчаников имеют четко выраженное полосовидное меандрирующее распространение с шириной полос 2,5-3 км. Максимальная их мощность (15-20 м) приурочена к центральным частям полос, по направлению к краям она сокращается вплоть до полного выклинивания песчаников. Отдельные линзы их с повышенными значениями суммарной мощности мало влияют на эту закономерность.

В пределах второго месторождения песчаники развиты также в виде полос субмеридионального простирания шириной до 10-15 км. Максимальная их мощность (15-20 м) определена вдоль осевой зоны Харьягинского вала. К востоку и западу мощность песчаников сокращается, в отдельных скважинах на крыльях вала пласты отсутствуют. Песчаники пласта P_I выклиниваются также в северном направлении.

Между центральными участками Возейского и Харьягинского месторождений для уверенного трассирования полос развития песчаников пробуренных поисковых и разведочных скважин пока недостаточно. Однако, принимая во внимание тенденцию равномерного уменьшения мощностей песчаников от центра полосы к краям, для каждого из выделенных пластов было прослежено наиболее возможное положение полосы распространения. Эти полосы прослежены на значительное расстояние вдоль осевых зон Возейского и Харьягинского валов. В частности, пласт Р_III протягивается более чем на 140 км и представляет собой единое геологическое тело (рис. 3).

Однако условия формирования песчаников в отдельных частях полос были резко различными. Достаточно отметить, что на Возейской площади в песчаниках уфимского яруса встречены пресноводные остракоды и пелециподы, в то время как на Харьягинской в тех же пластах - многочисленные брахиоподы, что указывает на существование здесь морских условий осадконакопления. В первом случае при реконструкции палеогеологических условий осадконакопления выявлены врезы песчаников в нижележащие глины и алевролиты (рис. 4), свидетельствующие о наличии аллювиальных долин, во втором - врезы и нижележащие отложения отсутствуют. Накопление песков здесь, в обстановке открытого моря, возможно, было обусловлено присутствием устьевого бара, сформированного выносом в мелководное море псаммитового материала крупной длительно существовавшей рекой. Это видно на примере Марковского и Ярактинского месторождений в Иркутском нефтегазоносном бассейне [1].

Из вышеизложенного следует, что по территории Возейского вала в уфимское время протекала крупная древняя река (Праколва) со спокойным равнинным течением. Поэтому песчаники русловой долины плохо отсортированы, содержат преимущественно мелкие и средние зерна, лишь иногда здесь встречаются гравийная галька и гравелиты. Слоистость песчаников неясная и линзовидно-волнистая, в отдельных местах косоволнистая. В составе песчаников преобладают полевые шпаты (24-31 %), кварц (24-31 %), обломки кремнистых (19-30 %) и терригенно-карбонатных (14-18%) осадочных пород. Минералов тяжелой фракции обычно немного (0,02-2,7 %), лишь в единичных образцах до 17%, большая часть представлена аутигенным пиритом (29-87 %) и шпинелью (до 43 %). Отмечается наличие прослоев песчаников, обогащенных ильменитом, магнетитом, гематитом.

На границе море - суша между устьевым баром и русловой долиной возможно наличие дельты, где наблюдаются максимальные суммарные мощности песчаников, достигающие 30- 35 м.

Отмечается связь между размещением полос песчаников и современным структурным планом, а именно, все пласты песчаников приурочены к осевым зонам Харьягинского и Возейского валов. Эта закономерность - весьма важный поисковый критерий. Причины можно проследить в характере тектонических движений, максимум которых, начиная с пермского периода, приходился на осевые зоны валов. Учитывая в целом инверсионный характер тектонических движений, можно предполагать, что в уфимское время осевые зоны обоих валов прогибались. Именно к таким участкам земной коры приурочены, как правило, крупные речные долины во все геологические эпохи [5]. Наличие в уфимском ярусе трех пластов песчаников, разделенных глинисто-алевролитовыми пачками, позволяет говорить о трех тектонических циклах, имевших место в уфимское время.

В начале уфимского времени осевая зона Возейского вала постепенно прогибалась, в результате чего образовалась Праколва, в русловой долине которой накапливались пески пласта Р_I. Береговая линия в то время располагалась, вероятно, в районе скв. 113 Возейской, к северу от которой существовало мелководное море, где формировался устьевой бар. Общее прогибание территории в дальнейшем обусловило заиливание речной долины и, возможно, частичную трансгрессию моря.

После последующего общего подъема этого участка начинается второй цикл руслового осадконакопления - отложение пласта Р_II. Береговая линия в этот момент сместилась к северу, в район Костюкского купола. К концу формирования пласта Р_II наступает новое опускание территории.

Дальнейшее воздымание области обусловило накопление пласта Рш, в момент формирования которого береговая линия сместилась еще далее на север, в район Ошского и Южно-Харьягинского поднятий. Устьевой бар в это время формировался практически в пределах всего Харьягинского вала.

В конце уфимского времени произошел общий интенсивный подъем территории, в результате которого море регрессировало далеко на север, а на Возейской и Харьягинской площадях накапливались преимущественно глинисто-алевролитовые пестроцветные осадки временных потоков. Однако и в казанское время иногда восстанавливались условия для возрождения Праколвы. В частности, на Харьягинской площади в казанских отложениях выделены песчаники P_IV, Р_V, P_VI (снизу вверх), имеющие характеристики, аналогичные уфимским аллювиальным пластам на Возейской площади.

К настоящему времени на Харьягинском и Возейском месторождениях выявлен ряд залежей нефти, приуроченных к пластам песчаников уфимского и казанского ярусов.

В центральной части Возейского месторождения притоки нефти получены из пластов Р_I, Р_II, Р_III уфимского яруса. В скв. 112 максимальный дебит составил 1 м³/сут переливом. Нефть тяжелая - 0,9117 г/см³, вязкая - 193*10^-6 м²/с, с весьма низким газовым фактором - 3,7 м³/м³. Залежи нефти, выявленные скв. 112, приурочены к русловым (пласт Р_III) и дельтовым (пласт P_I и Р_II) песчаникам.

В северной части Возейского месторождения в пределах Костюкского поднятия притоки нефти получены из пластов Р_II и Р_III уфимского яруса и из P_IV казанского. В скв. 111 нефть получена из интервала 1508-1530 м (пласт Р_III) дебитом 160 м³/сут на штуцере 12 мм. Нефть утяжеленная - 0,8507 г/см³, вязкостью 12,75*10^-6 м²/с, с низким газовым фактором - 8,7 м³/м³. Выявленные залежи нефти приурочены к дельтовым (Р_II и Р_III) и русловым (P_IV) песчаникам.

На центральном участке Харьягинского месторождения залежи нефти выявлены в пластах Р_II и Р_III уфимского яруса (песчаники устьевых баров) и в пластах P_IV и P_v казанского (русловые песчаники). Из песчаников устьевых баров (Р_II и Р_III) получены притоки нефти дебитом обычно 11- 19 м³/сут. Однако в скв. 61 из интервала 1694-1710 м (Р_III) дебит нефти составил 166,8 м³/сут на штуцере 13 мм. Нефть, полученная из скв. 43, легкая - 0,835 г/см³, с повышенным газовым фактором - 76,1 м³/м³.

Приведенные данные свидетельствуют о существовании закономерностей в изменении физических свойств нефти в направлении с севера на юг: увеличиваются плотность нефти и ее вязкость, снижается газовый фактор. Эти особенности указывают на латеральную миграцию нефти из областей морского осадконакопления. Подсчитано, что верхнепермские отложения севера Тимано-Печорской провинции могли генерировать 81 тыс. т УВ на 1 км² площади, причем начало ГФН отмечается ими на глубине 1350-1400 м [3]. Данное обстоятельство указывает на перспективность верхнепермских отложений. Это обусловлено рядом причин. Наличие большого числа прослоев песчаников в морских фациях верхнепермской толщи способствовало более полной эмиграции жидких УВ из нефтематеринских глин. Высокая степень уплотнения глин наряду с незначительным изменением минералогического состава на глубинах 1400-2000 м и большая мощность (400-800 м) верхнепермско-нижнетриасовой преимущественно глинистой толщи обеспечили создание надежной покрышки для нефтяных залежей. Сильная расчлененность современного структурного плана, в основном сформированного уже к началу генерации УВ (конец юрского периода), также способствовала большей аккумуляции УВ, поскольку их потери, неизбежные при миграции на дальние расстояния, в этом случае резко снижались. Малые потери УВ обусловлены также нерасформированностью нефтяных залежей в связи с низкой тектонической активностью района в конце мезозоя и в кайнозое.

В изменении дебитов нефти наблюдается тенденция к их увеличению с юга на север. Однако картина здесь более сложная, так как существует зависимость дебита нефти и от коллекторских свойств песчаников, изменение которых, в свою очередь, зависит от фациальной обстановки.

Коллекторские свойства песчаников Возейской площади отличаются наилучшими характеристиками в дельтовых образованиях: в скв. 111 в пласте Р_III пористость 27,5% (74 образца), проницаемость 1,5 мкм² (38 образцов); в скв. 112 в пласте Р_II соответственно 25,9% (67 образцов), 1,16 мкм² (52 образца). В русловых фациях коллекторские свойства песчаников ухудшаются: в скв. 112 в пласте Р_III пористость 24,6 % (6 образцов), проницаемость 0,6 мкм² (5 образцов). Еще более снижаются коллекторские свойства песчаников области устьевого бара; в скв. 111 в пласте P_I пористость 23,5 % (15 образцов), проницаемость 0,09мкм² (13 образцов).

В распределении залежей нефти по разрезу уфимского яруса наблюдается следующее: наибольшее число залежей приурочено к верхнему пласту Р_III, наименьшее - к пласту Р_II и совсем мало залежей в нижнем пласте Р_I. Это обусловлено существованием гидродинамической связи между пластами песчаников из-за малой мощности разделяющих их алевролито-глинистых пачек. Таким образом, при обводненности верхнего пласта нижележащие пласты также обводнены; это имеет важное значение для поисковых работ. Вместе с тем следует отметить, что гидродинамическая связь между пластами незначительная, поэтому залежи нижележащих пластов имеют ВНК на 10-20 м ниже, чем в вышележащих.

Залежи нефти на Возейском месторождении, приуроченные к русловым и дельтовым песчаникам, литологически ограниченные, сформированы в комбинированных ловушках, образованных совокупностью полосовидных пластов песчаников с локальными куполами Возейского вала. На Харьягинском они, по существу, пластовые сводовые. Это связано с тем, что полосы развития баровых песчаников значительно шире, чем размеры локальных куполов. Такое обстоятельство в большей мере влияет на размеры ловушек. Пластовые сводовые ловушки здесь крупнее и соответственно содержат большие запасы нефти, чем на Возейском месторождении. Таким образом, наиболее значительные запасы нефти в полосах песчаников верхней перми приурочены к зонам развития устьевых баров. Поэтому можно предположить, что в пластах Р_IV и P_v казанского яруса основные скопления нефти можно ожидать к северу от Харьягинского месторождения, так как в пределах последнего выявленные залежи нефти в этих пластах приурочены к русловым песчаникам и являются литологически ограниченными. Локальные структуры в северной части Харьягинского вала, в пределах которых вероятно существование залежей нефти, имеются.

Обнаружение в уфимских отложениях верхней перми в центральной части Колвинского мегавала крупной аллювиальной долины и устьевых баров и установление их промышленной нефтеносности позволяют заново оценить перспективы нефтеносности верхнепермских отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Для выявления перспективных объектов следует провести тщательный литолого-фациальный анализ по имеющимся геолого-геофизическим материалам обширного района, особенно на хорошо разбуренных площадях. Учитывая, что кернового материала для анализа будет недостаточно, надо широко использовать материалы промыслово-геофизических исследований. Ч.Э.Б. Конибир [2] на основе статистических данных описал ряд закономерностей изменения электрокаротажных кривых для различных фациальных разностей песчаников. Использование этой методики вполне достаточно для установления различных фаций в первом приближении. Критерием при прогнозировании размещения возможных русловых долин служит структурно-тектоническая приуроченность к сводовым частям валов, на что должно быть обращено особое внимание.

В связи со сложным геологическим строением погребенных аллювиальных долин, а также связанных с ними погребенных дельт и устьевых баров необходимо провести опытные работы для определения возможностей полевой геофизики при трассировании зон развития аллювиально-дельтовых отложений. По-видимому, такие возможности имеются. И. А. Хафизов и др. [6] показали, что можно выделить погребенные дельты методом сжатия временных разрезов по материалам МОГТ. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на Лемьюской площади проведены опытные грави- и электроразведочные работы с целью выявления аномалий типа «залежь» (АТЗ). Установленные АТЗ хорошо согласуются с предположительно русловыми песчаными образованиями казанского яруса, содержащими залежи нефти. Полигоном для постановки комплекса опытных полевых геофизических работ могут служить Харьягинская и Возейская площади, где уже обнаружена погребенная аллювиально-дельтовая долина и установлена промышленная нефтеносность песчаников. Опытные полевые геофизические работы позволят более детально разведать выявленные залежи и выделить новые перспективные участки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Данилкин С.М. О баровом типе Марковской и Ярактинской зон нефтегазонакопления. -Геология нефти и газа, 1980, с. 14-20.

2. Конибир Ч. Э. Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. Пер. с англ. Под ред. М. М. Грачевского, Е. В. Кучерука. М., Недра, 1979.

3. Корчагина Ю. И., Киреева Л. Н. Условия нефтеобразования на ранних стадиях катагенеза. - Вести. МГУ. Сер. Геология, 1980, № 6, с. 66-79.

4. Марковский Н. И. Влияние древней речной сети на формирование скоплений нефти и газа в Западной Сибири. - Изв. вузов. Геология и разведка, 1980, № 1, с. 62-66.

5. Обедиентова Г.В. Формирование речных систем Русской равнины. М., Недра, 1976.

6. Хафизов И.А., Козмодемьянский В. В., Корсук П. Е., Панков В. А. Дельтовые отложения - новый объект поисков нефти и газа на Мангышлаке. - Геология нефти и газа, 1979, № 12, с. 19-23.

7. Хэлбути М.Т. Методы и опыт поиска новых месторождений нефти и газа в интенсивно разведанных (старых) районах. - ЭИ ВИЭМС. Сер. Геология, методы поисков нефти и газа, 1981, вып. 2, с. 11-14.

Поступила 3/V 1982 г.

Рис. 1. Обзорная карта района.

Месторождения: а - нефтяные, б - газоконденсатные, в - газовые, г - структуры. Месторождения и структуры: 1 - Василковское, 2 - Ванейвисское, 3 - Лаявожское, 4 - Командир-Шорская, 5 - Шапкинское, 6 - Южно-Шапкинское, 7 - Среднесерчейюское, 8 - Мишваньская, 9 - Пашшорское, 10 - Верхнегрубешорская, И - Юрьяхинская, 12 - Верхнеамдермаельская, 13 - Харьягинское, 14 - Сандивейская, 15 - Салюкское, 16 - Возейское, 17 - Среднемакарихинское, 18 - Усинское, 19 - Верхнелодминская

Рис. 2. Схемы центрального участка Возейского месторождения нефти и суммарных мощностей песчаников пласта Р_I уфимского яруса верхней перми.

Линии: а - выклинивания песчаников плаcта P_I, б - равных суммарных мощностей песчаников пласта Р_I м; скважины (в числителе - номер скважины, в знаменателе - суммарная мощность песчаников пласта Р_I м): в - эксплуатационные на нижнепермскую залежь нефти, г - разведочные, д - поисковые.

Рис. 3. Структурная карта кровли пласта Р_III уфимского яруса верхней перми центральной части Колвинского мегавала.

а - изогипсы кровли пласта Р_III, м; б - контуры нефтеносности выявленных и прогнозируемых залежей нефти; в - выявленные и прогнозируемые залежи нефти; г - скважины, давшие приток нефти из песчаников пласта Р_III

Рис. 4. Сопоставление разрезов скважин Возейского месторождения нефти вкрест простирания пласта Р_III уфимского яруса верхней перми.

Кривые: а - ПС, б -КС (потенциал зонд); в - опробование скважин в колонне