К оглавлению

УДК 553.982:550.812(470.53)

Направления нефтепоисковых работ в области верхнедевонско-турнейского шельфа на северо-востоке Русской плиты

В.М. ПРОВОРОВ, В.К. СЕРОВ (КО ВНИГНИ), Э.В. САПРЫКИН (Удмуртская ГЭ), К.С. ШЕРШНЕВ (Пермнефтегеофизика)

Основные потенциальные ресурсы нефти и газа, приуроченные на северо-востоке Русской плиты к Камско-Кинельской системе впадин (ККСВ), в значительной степени разведаны. Полученные в последние годы результаты на территории, расположенной западнее и северо-западнее ККСВ (Горьковская, Кировская, Пермская области, Удмуртская и Марийская АССР) свидетельствуют о ее перспективности на поиски нефти. Помимо традиционных коллекторов в толщах девона и карбона привлекает внимание франско-турнейский карбонатный комплекс. В позднедевонско-турнейское время здесь накапливались в основном карбонатные осадки в условиях мелководного шельфа, граничащего на севере с Сысольско-Коми-Пермяцкой сушей, а на востоке и юго-востоке переходящего в глубоководный шельф, где формировались ККСВ и Волго-Уральский архипелаг [2].

Известно, что в зонах распространения карбонатных пород, образовавшихся в мелководных условиях, наибольшая концентрация УВ отмечается на внешней окраине шельфа, в области преимущественного развития рифов [1]. На рассматриваемой территории, на восточной и юго-восточной окраинах мелководного шельфа, развита полоса органогенно-карбонатных массивов барьерного типа верхнедевонского и турнейского возраста длиной несколько сот километров и шириной 3-20 км. Она наиболее изучена примерно от Киенгопа в Удмуртии до Ножовки-Лобаново и далее на север до Керчево в Пермской области. С этой зоной связаны структуры облекания органогенно-карбонатных массивов, служащие ловушками в породах-коллекторах нижнего и среднего карбона, которые установлены более чем на 40 таких структурах.

Область мелководного шельфа слабо изучена бурением, однако здесь зафиксированы обильные нефтепроявления и притоки нефти из франских карбонатных коллекторов в скв. 121 Юго-Камской (0,5 м³/сут из интервала 1914-1928 м; 0,7 м³/сут из интервала 2015-2041 м), из фаменских пород в скв. 600 Дебесской (16,5 м³/сут с глубины 1760-1765,2 м), 641 Смольниковской (20,3 м³/сут из интервала 1833-1852,8 м), 50 Беляевской (2,8 м³/сут с глубины 1742-1762 м), из турнейских отложений в скв. 207 Кузнецовской (9 т/сут из интервала 1495-1503 м) и др. При более целенаправленных поисках нефти с применением современных геофизических методов на этой обширной территории успешность нефтепоисковых работ может быть выше.

Положительное влияние на оценку перспектив нефтегазоносности оказало развитие на севере и северо-западе территории Камско-Вятской системы впадин (КВСВ). Она протягивается более чем на 1000 км, имея ширину от нескольких десятков до сотен километров (рис. 1). Ряд впадин этой системы (Пономаревская, Рехинская, Ломикская, Чигиринская, Великорецкая, Шургинская и др.) тяготеет к подвижным и относительно опущенным участкам фундамента [2]. КВСВ прослеживается по данным бурения значительного числа поисковых скважин и сейсморазведки. Внутренние зоны впадин после образования отложений доманикового типа в раннефранское время в значительной степени были компенсированы в конце позднего девона. Так, в скв. 26 Пономаревской уже в кыновских породах встречаются прослои черных известняково-глинистых битуминозных сланцев толщиной 5-10 см. В доманиковидных сланцах в интервале 1472,8-1476,3 м (скв. 26) обнаружены многочисленные фаунистические остатки, характерные для глубоководных отложений Камско-Кинельской системы. Известняково-аргиллитовые верхнефранские отложения в этой скважине содержат прослои алевролитов и мергелей. В доманиковых породах скв. 9 Рехинской наблюдается неравномерное переслаивание буровато-, темно-серых и почти черных битуминозных кониконхиевых глинистых известняков и темно-серых битуминозных мергелей; аналогичные породы встречены в скв. 1 Шургинская и др.

Верхнедевонские отложения КВСВ в целом характеризуются повышенной битуминозностью, на ряде площадей в них отмечены нефтепроявления. К прибортовым зонам впадин нередко приурочены органогенные постройки различного типа, осложняющие на обширных участках преимущественно верхнедевонско-турнейский карбонатный разрез. На территории Удмуртской АССР и Пермской области они объединяются в Сюмсинско-Ксенофонтовскую группу палеоплато. Последняя включает объекты различного размера, весьма слабо изученные, за исключением Киенгопско-Лобановско-Керчевской зоны барьерных массивов. Палеоплато отделены друг от друга широкими тектоно-седиментационными впадинами с многочисленными рукавами, тектоно-эрозионными узкими извилистыми прогибами или мелководными лагунами, они развивались унаследованно, так как обычно тяготеют к приподнятым блокам фундамента. Нередко на их бортах развиты органогенные постройки [3]. Западнее этой группы намечаются Богородское, Котельничское, Кукморское, Токмовское и другие палеоплато (В.М. Проворов, 1974 г.).

Богородское палеоплато (см. рис. 1), выявленное по данным бурения скв. 1 Аргуль, 2 Кырчаны, 2 Колобово и скважин Вожгальской площади, отделяется от Котельничского Чигиринской впадиной. Восточная граница Котельничского палеоплато намечается в районе скв. 1 Советск. По данным Е.Н. Ларионовой, бурегские отложения в ней представлены известняками и доломитами со строматолитами и кораллами. Криноидно-брахиоподовые известняки здесь характерны для семилукских отложений, а такие рифостроители, как амфипоры и строматопоры, присущи евлановско-ливенским слоям. Кукморское палеоплато отделяется от Богородского Ломикской впадиной. Северный борт палеоплато прослеживается по увеличенной толщине заволжских отложений в скв. 49 Толошер. Восточная граница Кукморского палеоплато намечена сейсморазведочными работами Удмуртской геофизической экспедиции. На западе палеоплато, в Янга-Ауле, воронежские отложения выражены рифогенными известняками. Здесь же, в Казаклоре, евлановско-ливенские породы представлены мощными (200-259 м) массивными известняками с колониями амфипор и многочисленными водорослями.

На Унинском плато скв. 486 Аксеновцевская вскрыла разрез рифовосклонового типа, а скв. 492 - впадинного типа с увеличенной толщиной терригенно-карбонатных турнейских отложений, что подтверждает наличие Аксеновцевского пролива, разделяющего Сюмсинское и Унинское палеоплато, расположенные на юго-западе Сюмсинско-Ксенофонтовской группы древних палеоплато.

К востоку и северо-востоку от Унинского палеоплато намечено еще около 20 палеоплато [3], в основном слабо изученных бурением. По данным лаборатории стратиграфии КО ВНИГНИ, на северном борту Бородулинского палеоплато скв. 53 Соколовка на глубине 2071,4-2097,7 м встретила органогенно-биостромный тип разреза саргаевского горизонта - известняки серые, коричневато- и светло-серые, детритовые, водорослевые с брахиоподами, строматолитовые и др. На южном борту Пильвенского плато скв. 51 Щекино этот тип разреза зафиксирован в интервале 2090,1 - 2095,1 м. Таким образом, в позднедевонскую эпоху в пределах мелководного шельфа происходило формирование органогенных построек различного типа, группировавшихся на бортах палеоплато, разделенных впадинами, их рукавами и лагунами.

Комплексный анализ условий формирования верхнедевонско-турнейской толщи и геохимической характеристики заключенного в ней РОВ позволил выделить в пределах мелководного шельфа две основные группы пород.

Первую группу составляют мелководно-морские, иногда относительно глубоководные карбонатные и терригенно-карбонатные в основном семилукско- саргаевские отложения КВСВ. По данным Т. В. Белоконь, они имеют некоторые черты сходства с соответствующими отложениями ККСВ: высокое содержание ОВ (до 10,9 % на Косинской, 11 % на Рехинской, 18% на Шихово-Чепецкой, 35 % на Сырьянской площадях), преобладание ОВ сапропелевого типа, довольно высокие степень катагенеза (для КВСВ - МК₁ для ККСВ - МК₁, МК₂) и битуминозность пород (до 45-50 %). Это позволяет предполагать, что КВСВ - одна из возможных зон генерации нефти на севере Волго-Уральской провинции.

Вторая группа в области развития вышеприведенных палеоплато в основном представлена карбонатными породами, накопившимися в условиях поднятия морского дна в слабовосстановительной и окислительной обстановках диагенеза. По данным лабораторных исследований, проведенных в КО ВНИГНИ, степень метаморфизма РОВ соответствует стадиям ПК₃ - МК₁, МК₂. Содержание ОВ обычно невысоко (менее 0,6 %), битуминозность низкая (менее 2 %), ОВ в основном сапропелевое.

Особенности строения мелководного палеошельфа, притоки нефти, полученные из франско-турнейских карбонатов, возможности современных методик сейсморазведочных исследований и обработки сейсмических материалов уже сейчас позволяют рекомендовать ряд нетрадиционных направлений нефтепоисковых работ в этом обширном регионе, относившемся ранее к бесперспективным и малоперспективным: а) поиски ловушек нефти, связанных с органогенными постройками (органогенные банки, биостромы, биогермы) и структурами их облекания; б) выявление залежей нефти, приуроченных к останцам турнейского рельефа и структурам их облекания; в) установление перспектив нефтеносности визейских песчаников, связанных с эрозионными врезами; г) поиски ловушек литологостратиграфического типа в зонах перехода от впадин к палеоплато; д) обнаружение гетерогенных зон разуплотнения франско-турнейских карбонатных отложений и оценка перспектив их нефтеносности. Поставленные задачи говорят о необходимости комплексного изучения верхнедевонско-турнейских карбонатных и перекрывающих их отложений.

Сейсморазведочными работами, проведенными в пределах верхнедевонско- турнейского шельфа трестом Пермнефтегеофизики и Удмуртской ГЭ объединения Центргеофизика, доказано наличие эрозионных врезов, тектоно-седиментационных впадин и органогенных сооружений на их бортах.

Так, по данным сейсморазведки МОГТ, на Кочевской площади (Пермская область) карбонатный разрез верхнего девона меняется на терригенно-карбонатный в области Пономаревской впадины КВСВ. Здесь иная волновая картина на временных разрезах (рис. 2, a): для карбонатного разреза характерна разрешенная запись волн отражающих горизонтов II (кровля тульских терригенных пород) и III (кровля кыновских терригенных отложений), а для терригенно-карбонатного разреза наблюдается многофазовый цуг колебаний в связи с появлением дополнительных отражений в волновом поле регистрации горизонтов - II^п (кровля турнейских карбонатов) и III. При этом отмечаются увеличение интервального времени на 0,01 с и снижение интервальной скоростидо 4700-4800 против 5800-5900 м/с в карбонатном разрезе. Таким образом, можно планомерно протрассировать юго-восточный борт КВСВ.

Новые данные сейсморазведки МОГТ свидетельствуют о возможности дальнейшего расчленения ранее намеченных крупных палеоплато. Так, появление в геологическом разрезе визейских терригенных отложений увеличенной толщины (врезов) вызывает характерные изменения волнового поля (см. рис. 2, б); а) погружение отражающих горизонтов II^п и III на локальных участках и незначительный подъем или горизонтальное положение II отражающего горизонта; б) увеличение интервального времени , появление в этом интервале дополнительной волны, чаще всего интерференционной; в) снижение интенсивности регистрации опорных отражений II, II^п и III, причем последнего до полной потери корреляции; г) уменьшение интервальной скорости . В зависимости от особенностей геологического строения визейской терригенной толщи на временных разрезах обычно, наблюдаются два или несколько указанных выше признаков.

Для дальнейших нефтепоисковых работ на территории Удмуртии к северо-востоку от Глазова сейсморазведкой МОГТ выявлены интересные объекты. По II отражающему горизонту отмечается локальный подъем с появлением в нижележащей толще дополнительных осей синфазности под углом к опорным и ухудшением корреляции III отражающего горизонта (см. рис. 2, в). Указанный тип осложнений волнового поля может интерпретироваться как биогерм или останец размыва турнейского возраста, скомпенсированный в окско-серпуховских отложениях, так как он не фиксируется по I отражающему горизонту.

Барьерные верхнедевонские массивы, обрамляющие мелководный палеошельф, уверенно картируются современными методами сейсморазведки. Во внешней зоне турнейских биогермов отмечается воздымание всех опорных отражающих горизонтов (II, II^п). Наибольший подъем обычно наблюдается по II^п отражающему горизонту, что характерно для структур облекания. Данные бурения и сейсморазведки на ряде площадей подтверждают наличие органогенных построек и в зарифовой зоне, т. е. в зоне мелководного шельфа. Однако там они имеют меньшую высоту, чем в зоне обрамления. На межрифовых участках зоны обрамления и в мелководных лагунах между II^п и III отражающими горизонтами прослеживается иногда одна-две промежуточные отражающие площадки от границ различного литологического состава в верхнедевонской карбонатной толще. Они динамически выражены слабее опорных и нередко выклиниваются на склонах биогермов. Приведенные примеры свидетельствуют о неравномерности осадконакопления внутри фаменско-турнейской толщи, что должно было бы способствовать созданию внутри нее гетерогенных ловушек нефти.

Таким образом, поиски новых залежей нефти в девонско-турнейском карбонатном комплексе перспективны и методически осуществимы. Первоочередными являются следующие задачи.

1. Изучение внутреннего строения верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса с целью выявления: а) зон распространения органогенных построек различного типа (органогенные банки, биостромы, биогермы и др.) и возраста (от саргаевского до турнейского); б) дизъюнктивных нарушений и связи с ними различных (положительных и отрицательных) структурных форм; в) перерывов в осадконакоплении внутри карбонатного комплекса и связанных с ними зон размывов и карстообразования; г) зон и типов коллекторов, приуроченных к перечисленным структурным формам и неоднородностям геологического разреза.

2. Определение контуров основных врезов, образовавшихся в результате позднетурнейского и ранневизейского размывов поверхности карбонатного комплекса и связанных с ними останцев карбонатных пород, выяснение нефтеносности отложений, выполняющих врезы, самих останцев и структур их облекания.

3. Ранжирование установленных ловушек возможной аккумуляции нефти с целью выбора первоочередных объектов разведки.

Для решения поставленных задач рекомендуется комплекс геолого-геофизических исследований, включающий глубокое параметрическое бурение, сейсморазведку МОГТ, аэрокосмические методы, высокоточную гравиразведку, методы скважинной геофизики (акустический каротаж, вертикальное сейсмическое профилирование, глубинное сейсмическое торпедирование и др.).

Притоки нефти из франско-турнейских отложений к западу и северо-западу от ККСВ свидетельствуют о необходимости полного отбора керна из интересующих интервалов параметрических и поисково-разведочных скважин для уточнения схемы строения мелководного палеошельфа и определения направлений нефтепоисковых работ в этом регионе. Методика полевых исследований МОГТ должна обеспечивать обработку полевых материалов по программам прогнозирования геологического разреза.

Основными направлениями нефтепоисковых работ в Пермской области сейчас являются рукава Кизеловской палеореки, сформировавшиеся в визейском веке как каналы, проводящие нефть с востока, и прилегающие к ним территории; зоны развития верхнедевонских органогенных построек в полосе, отстоящей на 50-70 км к северу и западу от ККСВ, где уже встречены коллекторы с нефтью, т.е. на землях, расположенных к западу от линии Майкор-Козубаево и к северу от Ножовского и Осинского месторождений. В Удмуртской АССР перспективен район Верхнекамской впадины между Киенгопским валом и широтой Глазова, где уже открыты Смольниковское и Дебесское месторождения нефти в верхнедевонских карбонатах. В Кировской области представляет интерес область пересечения Вятского вала и Богородского верхнедевонско-турнейского карбонатного плато, а также район Афанасьево. В Горьковской области следует изучить прибортовые зоны намеченного по общегеологическим данным «пролива» КВСВ в районе рек Урени и Ветлуги.

Для эффективного решения нефтепоисковых задач в области мелководного палеошельфа целесообразно создать единую комплексную программу нефтепоисковых и научно-исследовательских работ в этом регионе. На первом этапе ее реализации необходимо провести дополнительное обобщение и анализ геолого-геофизических материалов для уточнения принципиальной схемы строения верхнедевонско-турнейского мелководного шельфа как основы планирования целенаправленных геолого-геофизических исследований на этой весьма обширной и слабо изученной территории.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологические проблемы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в СССР / С.П. Максимов, И.М. Алиев, Г.X. Дикенштейн, Ю.Н. Швембергер.- Обзор. Сер. Геол. методы поисков и разведки м-ний нефти и газа. М„ ВИЭМС, 1980.

2. Кузнецов Ю.И., Проворов В.М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа северной части Урало-Поволжья.- Труды ВНИГНИ. М„ 1977, вып. 176, с. 3-11.

3. Проворов В.М, Серов В.К. Строение позднедевонско-турнейского мелководного шельфа в северных районах Урало-Поволжья. И. Л. Пермского ЦНТИ, 1979, № 491.

Рис. 1. Схема строения верхнедевонско-турнейского относительно мелководного шельфа на северо-востоке Русской плиты.

1 - Сысольско-Коми-Пермяцкая суша; 2 - юго-восточная граница КВСВ; 3 - палеоплато; 4 - впадины и лагуны, разделяющие палеоплато; 5 - ККСВ; 6 - месторождения нефти и газа в породах девона и карбона; 7 - сейсмические профили, приведенные на рис. 2; 8 - первоочередные районы нефтепоисковых работ

Рис. 2. Фрагменты временных разрезов по профилям, секущим борт Пономаревской впадины (а), визейский врез (б), турнейский останец (в)