|
УДК 553.98:551.73 (470.13) |
Г.Е. ЯКОВЛЕВ (МГУ), С.Н. ГОРЕЦКИЙ, В.Я. РАССОМАХИН, В.Г. ЩЕРБАКОВ, П.В. ШЕРШУКОВ (Архангельскгеология)
Хорейверская впадина - один из крупных структурных элементов на севере Тимано-Печорской НГП. В последние годы она относится к перспективным НГО этого региона. Там открыты нефтяные залежи в палеозойских отложениях на Сандивейской, Баганской, Северо-Хоседаюской, Восточно-Хорейверской и других площадях.
Анализируя критерии нефтегазоносности впадины, авторы пришли к заключению, что эту территорию необходимо рассмотреть с позиций возможностей генерации УВ осадочными отложениями, аккумуляции УВ-флюидов в ловушках и консервации скоплений от момента их образования до настоящего времени. Подобный принцип был впервые сформулирован И.О. Бродом (1960 г.) и успешно применялся при оценке перспектив нефтегазоносности различных регионов.
Хорейверская впадина занимает весьма специфическое положение в общей структуре Тимано-Печорской провинции, располагаясь между тремя крупными региональными прогибами: Предуральским на юго-востоке, Печоро-Колвинским авлакогеном на западе и Варандей-Адзьвинской структурной зоной на востоке.
На месте современной Хорейверской впадины существовал приподнятый блок земной коры - Большеземельский свод. Лишь в результате инверсии сопредельных с ним прогибов, наиболее интенсивно происходившей на завершающих этапах герцинского тектонического цикла, сформировались обрамляющие свод современные валообразные поднятия, что и послужило причиной морфологической выраженности впадины по мезозойским отложениям. В северном направлении она открывается в сторону Южно-Баренцевской синеклизы, и их сочленение, вероятно, имеет блоково-ступенчатый характер. Специфика геологического положения впадины весьма существенно влияла на распределение толщин осадочных пород, стратиграфическую полноту разреза чехла в различных районах, а также на формирование и размещение ловушек нефти и газа. Анализ различных факторов, обусловивших современную нефтегазоносность впадины, проводится нами в указанной выше последовательности.
Генерация УВ. Аналитические данные по геохимии РОВ палеозойских отложений показывают, что среднее фоновое содержание Сорг в карбонатных породах составляет 0,1-0,2 %, а в терригенно-карбонатных - 0,2-0,4 %. Однако в разрезе чехла можно выделить отдельные горизонты, где этот показатель резко возрастает. Так, в глинистых разностях силура концентрации Сорг составляют 0,8-0,9 %, в залегающих выше кыновско-саргаевских и глинисто-карбонатных семилукских породах они часто возрастают соответственно до 1 -1,2 % и 2-3 %, а в визейском ярусе - до 1-2,2%. Еще выше по разрезу (нижняя и верхняя пермь) резкое увеличение содержания Сорг фиксируется при смене литологического состава вмещающих отложений, когда преимущественно карбонатные образования сменяются карбонатно-глинистыми, а затем разрез становится нацело терригенным. Здесь количество Сорг в отдельных глинистых прослоях достигает 1,5-2,5 %, но и в породах этого возраста и в нижезалегающих толщах палеозоя горизонты, обогащенные Сорг, довольно маломощны и на общем фоне выглядят небольшими аномалиями. Таким образом, для Хорейверской впадины характерно общее уменьшение распределения содержания Сорг по разрезу осадочного чехла по сравнению с сопредельными регионами [1, 4, 6].
Рассматривая исходный тип РОВ палеозойских отложений, можно отметить, что палеогеографические обстановки в ордовике и силуре способствовали захоронению в восстановительных и слабовосстановительных условиях мелководных бассейнов ОВ сапропелевого типа. Прибрежно-морские и прибрежные обстановки зафиксированы в начале позднего девона, когда захоронялось ОВ гумусового и смешанного типов, в то время как в конце этой эпохи в карбонатных и карбонатно-глинистых породах содержалось преимущественно сапропелевое РОВ. Если в восстановительных и слабовосстановительных условиях бассейнов верхнего карбона и нижней перми накапливалось сапропелевое исходное ОВ, то в кунгурских терригенных отложениях ОВ преимущественно гумусовое.
Изменение состава РОВ по разрезу весьма существенно влияет на процессы нефтегазообразования. По величинам показателя отражения витринита углей и углистых включений на различных глубинах установлено, что верхняя граница зоны MK1 находится на глубине около 2 км, а граница MK1-МК2 - на глубине 3 км. В то же время характер распределения по разрезу значений битумоидного коэффициента указывает на то, что он резко возрастает в интервале 2,8-3,5 км, где залегают преимущественно карбонатные отложения верхнего девона и карбонатно-глинистые карбона.
В процессе интенсивного прогибания территории, начиная с конца позднего девона, в пределах Хорейверской впадины с постепенным нарастанием происходило нефтеобразование, в результате чего должны были сформироваться залежи нефти, сингенетичные генерирующим отложениям. Эти процессы характеризовались прерывистостью, поскольку рассматриваемая территория испытывала неоднократные кратковременные перерывы в осадконакоплении. Их полное затухание, видимо, должно было произойти в мелу, когда прекратилось ее активное прогибание, и новые, более молодые толщи не могли достичь глубинного уровня, отвечающего ГЗН.
Аккумуляция залежей. Процессы, приведшие к формированию УВ-скоплений на территории современной Хорейверской впадины, начались задолго до того времени, когда отмечается начало генерации нефти и газа. Причиной тому явилось структурно-тектоническое положение Большеземельского свода, обрамленного крупными и различными по генетически природе прогибами. Очевидно, что в пределах последних генерация УВ началась значительно раньше и, мигрируя в сторону Большеземельского свода, они могли формировать на его склонах скопления.
Аккумуляция УВ предполагается в ловушках различного генезиса. Литологические существовали уже на самых ранних этапах формирования осадочного чехла на своде, кроме того, на его ступенчато погружающихся бортах возникали объективные условия для образования тектонически экранированных.
Присутствие в разрезе карбонатных органогенных отложений способствовало формированию рифогенных ловушек нефти и газа, над которыми развиты антиклинали облекания рифов. Такие же ловушки могли существовать в качестве конседиментационных поднятий над древними выступами эпибайкальского складчатого фундамента Большеземельского свода.
Наличие перерывов в осадконакоплении, особенно крупного размыва на рубеже каледонского и герцинского тектонических циклов, способствовало образованию ловушек стратиграфического типа, приуроченных к зоне выклинивания пород среднего и нижнего девона на восточном и западном бортах Большеземельского свода.
Разнообразие ловушек УВ характерно и для других районов севера Тимано-Печорской провинции [3, 5], однако лишь на территории Хорейверской впадины аккумуляция флюидов в них могла происходить задолго до начала здесь нефтегенерационных процессов. Весьма выгодное положение в палеоструктурном плане занимали тектонически экранированные, литологические и стратиграфические ловушки, поскольку они располагались на пути флюидов, мигрирующих по восстанию пластов из сопредельных прогибов, и тяготеют к прибортовым их частям.
В палеозойских отложениях осадочного чехла Хорейверской впадины установлены коллекторские горизонты с хорошими ФЕС. В карбонатных и глинисто-карбонатных толщах встречены коллекторы порового, трещинно-порового, порово-кавернового и трещинно-кавернового типов, что свидетельствует о различной природе пустотного пространства. Покрышками являются существенно глинистые и карбонатно-глинистые литологические разности, а также, вероятно, сульфатные окско-серпуховские отложения, хотя до настоящего времени на севере провинции под этой покрышкой установлены только единичные небольшие скопления.
Особо следует выделить рифогенные образования верхнего девона, обладающего высокими ФЕС, пористость их изменяется от 10 до 30 %, а проницаемость - от 0,001 до 0,007 мкм2 (в каверново-поровом типе коллектора). Некоторые исследователи [2] указывают на еще более высокую пористость рифовых тел, во внутренней зоне она может достигать 60 %.
В верхней терригенной части палеозойского разреза выделяется от трех до девяти пластов-коллекторов, покрышками для которых служат глинистые и глинисто-алевритовые образования. Коллекторы распространены зонально или локально, что обусловлено сложной литолого-фациальной изменчивостью кунгурских и верхнепермских отложений. Часто коллекторские горизонты представляют собой отдельные линзы, образуя ловушки литологически ограниченного типа на склонах поднятий.
Как указывалось выше, генерационные процессы на территории Хорейверской впадины не охватывали породы моложе каменноугольных. Однако можно предполагать, что в пределах отдельных депрессионных областей, на северо-западе или юго-востоке впадины, генерация могла частично затронуть и нижнепермские карбонатные породы. Все это указывает на то, что сингенетичные залежи УВ не могут быть встречены в терригенных отложениях нижней и верхней перми и маловероятны в нижнепермских карбонатных толщах.
Рассматривая основные критерии нефтегазоносности Хорейверской впадины, следует остановиться еще на одном очень важном исходном моменте - консервации скоплений. Как уже указывалось, исследуемая территория является весьма своеобразным и единственным в своем роде структурным элементом Тимано-Печорской НГП, приуроченным к крупному стабильному блоку фундамента, на протяжении большей части палеозоя играющего роль разделяющего поднятия между прогибами, приуроченными к активным мобильным участкам земной коры. Несмотря на такое положение, активность тектонических процессов, проявлявшихся в значительных по площади сопредельных областях, в пределах Хорейверской впадины не фиксируется. По внешнему облику - это типично плитный участок земной коры с развитием преимущественно пликативных структурных форм, слабо нарушенный разрывами в средней и верхней частях палеозойского разреза. Если в фундаменте развиты отдельные разломы, осложняющие бортовые зоны при их погружении к сопредельным прогибам, то в осадочном чехле их пока установлено крайне мало. Даже инверсионные движения в обрамляющих прогибах мало изменили общий структурный план впадины, хотя и привели к формированию крупных, опоясывающих валообразных поднятий - Колвинского, Сорокина и Чернышева. Лишь на юге впадины наличие Салюка-Макарихинского вала свидетельствует о передаче мощных тангенциальных напряжений со стороны Предуральского прогиба в направлении Большеземельского свода, что и послужило причиной формирования валообразного поднятия, осложненного на северо-западном борту высокоамплитудным разрывным нарушением. При анализе палеоструктурных карт региона в центральной части впадины по линии Ярейю-Седьяга был выделен крупный субширотный разлом.
Рассмотренный выше материал свидетельствует о том, что распределение УВ-скоплений на большей части Хорейверской впадины, возможно, соответствует вертикальной генерационной зональности нефтегазообразования. При этом необходимо помнить о времени полного прекращения генерационных процессов - меловом периоде, после чего заполнение новых ловушек УВ могло происходить только за счет переформирования уже имевшихся и разрушающихся скоплений.
Разломная тектоника, проявившаяся сравнительно слабо на территории впадины, не могла служить первопричиной создания проводящих каналов, по которым флюиды поступают в верхние горизонты осадочного чехла. Следует учитывать роль диффузионных и фильтрационных процессов, т. е. перемещение УВ сквозь толщу осадочных пород до первой надежной региональной покрышки. Такой покрышкой могли служить кыновско-саргаевские и кунгурские глинистые толщи.
Весьма существенное влияние на перераспределение сформировавшихся скоплений могла оказать крупная перестройка структурного плана в результате смены регионального наклона всей территории провинции с востока на север, что произошло при завершении герцинского тектонического цикла, образовании Уральского складчатого сооружения и усилении нисходящих движений в области Южно-Баренцевской синеклизы. Результатом этого могло оказаться расформирование имевшихся залежей на севере Хорейверской впадины и массовая латеральная миграция флюидов в южном направлении. Однако для обоснования высказанных соображений необходимо провести дополнительные исследования, охватывающие континентальную часть впадины и ее подводное продолжение.
Выводы
1. В разрезе осадочного чехла Хорейверской впадины можно выделить нефтематеринские отложения, которые в процессе эволюции реализовали свой генерационный потенциал. Стратиграфический диапазон их регионально охватывает палеозойские породы вплоть до нижнекаменноугольных, а иногда может включать и нижнепермские карбонатные образования.
2. В распределении УВ-скоплений основным принципом является сингенетичность залежей вмещающим отложениям, отклонение от которого возможно лишь в зонах активного проявления дизъюнктивного тектогенеза и там, где сильно эродированы покрышки.
3. На территории Хорейверской впадины следует ожидать развитие преимущественно нефтяных залежей, поскольку с конца мезозоя здесь УВ не образовывались и сохранение газовых залежей на столь длительном отрезке времени маловероятно.
4. Нефти впадины могут отличаться разнообразным составом, поскольку источником УВ наряду с собственными отложениями длительное время являлись породы сопредельных прогибов.
Дальнейшие поисково-разведочные работы необходимо сконцентрировать в палеозойских отложениях впадины, поскольку они наиболее перспективны для обнаружения нефтяных залежей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аминов Л.З., Понева А.З., Удот В.Ф. Геолого-геохимическая характеристика семилукских и верхнефранских отложений северной части Тимано-Печорской провинции // В кн.: Нефтегазоносные комплексы Печорской синеклизы.- Сыктывкар.- 1981.- С. 44-57.
2. Беляева Н.В. Рифовые резервуары Печорского нефтегазоносного бассейна // В кн.: Фанерозойские рифы и кораллы СССР. М.- 1986.- С. 197-202.
3. Богацкий В.И., Головань А.С., Шафран Е.Б. Тектоника и критерии нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции // В кн.: Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек.- М.- 1987.- С. 143-153.
4. Горбань В.А. О некоторых особенностях генетических типов органического вещества палеозоя севера Печорской синеклизы.- Сыктывкар.- 1981.-С. 78-83.
5. Тектонические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления на севере Тимано-Печорской провинции / В.Л. Соенко, Б.А. Яралов, С.Н. Горецкий и др. // В кн.: Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек.- М.- 1987,-С. 187-193.
6. Тюнегин С.П. Нефтегенерационные возможности верхнепалеозойских карбонатных отложений севера Тимано-Печорской провинции // В кн.: Геология и нефтегазоносность севера европейской части СССР.- Тюмень.- 1983.- С. 44-53.