|
УДК 553.98 |
© Коллектив авторов, 1996 |
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДРЕВНИХ ТОЛЩ ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ
Т.В.
Белоконь, О.И. Сиротенко, М.М. Балашова (КамНИИКИГС), В.И. Горбачев (ГНПП "Недра")Калтасинская свита раннего рифея – самое крупное подразделение осадочного докембрия на востоке Русской платформы (Ожиганова Л.Д., 1983; [4]). В ее составе выделены три подсвиты (снизу вверх): саузовская – карбонатная, арланская – терригенно-карбонатная или преимущественно терригенная, ашитская – карбонатная. Мощность свиты колеблется от нескольких метров до 5 км и более (
рис. 1). По мнению большинства исследователей (Белоконь Т.В. и др., 1994; [1, 2]), эта свита является основной нефтегазогенерирующей толщей докембрийского разреза. Однако до сих пор остается открытым вопрос о ее роли в формировании нефтегазоносности и времени проявления процессов генерации УВ, что особенно важно для оценки перспектив нефтегазоносности древних толщ.Выполненные авторами историко-генетические и палеогеотермические реконструкции на основе известных методик [3, 5] позволяют в какой-то степени решить эти проблемы.
При построении эпейрогенических кривых наиболее сложны выявление в разрезах перерывов осадконакопления, оценка длительности перерывов и определение мощности размытых частей толщ. Полные разрезы калтасинской свиты отсутствуют. В разных зонах скважинами вскрыты либо одна, либо две подсвиты. Единственная скв.7000 Арлан полностью прошла ашитскую и арланскую подсвиты и вскрыла верхнюю часть саузовской. При восстановлении истории развития калтасинского бассейна недостаток фактического материала восполнялся за счет привлечения косвенных геофизических данных о мощности рифейских толщ.
При реконструкции палеотемператур учитывались данные по витриниту в палеозойских отложениях и замеры современных температур в скважинах. Результаты обобщения имеющихся материалов выявили различия в историческом развитии отдельных частей рифейского бассейна.
Приведем описание реконструированной истории эволюции наиболее характерных участков Калтасинского бассейна.
Бедряжская площадь (скв.203) расположена в центральной части Камско-Бельского прогиба (см.
рис. 1). Осадконакопление проходило в два этапа, причем на раннерифейском этапе оно шло быстро (40 м/млн лет). Подошва и средние слои калтасинской свиты прошли главную зону нефтеобразования (ГЗН) – температурный интервал 100-120 °С уже в раннерифейское время (рис. 2, А). Однако верхи калтасинской свиты не достигли ГЗН. В дальнейшем, примерно с конца раннего рифея и до позднего венда, часть пород оказалась выведенной на поверхность и размыта. До начала следующего этапа погружения породы калтасинской свиты были "законсервированы" на достигнутых стадиях катагенеза – от ПК3 до МК4 в верхней и средних частях; нижняя часть (в объеме саузовской подсвиты) вошла в главную зону газообразования (ГЗГ). Дальнейшее погружение участка началось в позднем венде, прекратилось в раннем палеозое и возобновилось в среднедевон-раннепермское время. Тогда же калтасинские осадки вместе с вендскими и нижнепалеозойскими отложениями вошли в ГЗН. Карбонатная ашитская подсвита и значительная часть терригенно-карбонатной арланской подсвиты до настоящего времени находятся в ГЗН, что существенно повышает перспективы нефтеносности древних отложений этого района; нижняя карбонатная (саузовская) часть свиты находилась в ГЗГ начиная с позднерифейского времени. Границы катагенетических зон приблизительно следующие, км: МК1 – 1,8-3,0; МК2 – 3,0-3,5; МК3 – 3,5-4,0; МК4 – 4.0-6,0.Аслы-Кульская площадь (скв.4). В отличие от предыдущей площади историческая эволюция описываемого участка (см.рис. 2, Б) характеризуется отсутствием длительного (сотни миллионов лет) перерыва в осадконакоплении. Породы калтасинской свиты вступали в ГЗН постепенно, начиная с раннего (подошва) и среднего (низы саузовской подсвиты) рифея; кровля калтасинской свиты вошла в ГЗН лишь в середине позднего венда. Небольшие перерывы в осадконакоплении (– 30 млн лет в среднем рифее и ~ 100 млн лет в раннем венде) не отразились существенно на процессах нефтеобразования. Вендские и нижнепалеозойские отложения вступили в ГЗН в раннем палеозое. Катагенетическая зональность свиты следующая, км:
MK1 – 2,0-3,5; МК2 – 3,5-4,0; МК3 – 4,0-5,0; МК4 – 5,0-6,0. Отсутствие гипергенного воздействия на нижнерифейские отложения и позднее вступление нефтематеринских карбонатных отложений в ГЗН позволяют надеяться на лучшую сохранность ри-фейских залежей нефти.Шиханская площадь (скв.5) находится на юге Камско-Бельского прогиба и характеризуется самым глубоким погружением фундамента (до 15 км) и базальных отложений чехла, а потому и минимальной исследованностью. Отличительной особенностью развития (см.рис. 2, В) можно считать практически непрерывное погружение пород с довольно постоянной скоростью (30 м/млн лет), результатом которого явилось быстрое (в раннем и среднем рифее) прохождение калтасинскими породами ГЗН. Уже к началу вендского этапа погружения не только нижне-, но и среднерифейские породы полностью находились в ГЗГ, что не позволяет связывать с этой площадью какие-либо
перспективы промышленной нефтеносности древних отложений.Катагенетическая зональность здесь предположительно следующая, км:
MK1 – 3,5-4,0; МК2 – 4,0-4,5; МК3 – 4,5-6,0; МК4 – 6,0-8,0.Итак, степень преобразования ОВ калтасинской свиты изменяется от
MK1 в кровле свиты на севере и западе района до МК3-AK1 в юго-восточной части. Подошва свиты практически повсеместно вышла из ГЗН и находится в ГЗГ. Кровля свиты в разных зонах залегает на глубине от 1,8 до 8,5 км, а подошва – от 2 до 14 км и более.Полученные данные указывают на непостоянство границы ГЗН вследствие различной скорости погружения отложений из-за дифференцированности тектонической активности и тепловых потоков. На неустойчивость глубины ГЗН оказывали влияние особенности вещественного состава толщ,
а также некоторые региональные и локальные факторы. В зависимости от палеотектонического и палеогеотермического режимов процессы нефтеобразования (вступление в ГЗН) начали проявляться в палеотемпературном интервале 70-110 °С на палеоглубинах от 1 до 2 км, завершение этих процессов (выход свиты из ГЗН, вступление в ГЗГ) отвечало палеотемпературному интервалу 110-130 °С на палеоглубинах от 2 до 4 км и более.Таким образом, довольно жесткий геотермический палеорежим на раннем этапе развития платформы, высокие скорости осадконакопления, особенности ископаемого РОВ уже в середине раннего рифея обусловили начало процессов нефтеобразования в толще калтасинской свиты.
Весь временной период формирования нефтяных и газовых месторождений в древних отложениях на территории востока Волго-Урала можно подразделить на четыре крупных этапа: ранне-рифейский, средне-позднерифейский, поздневендский, позднепалеозойский. Каждый из них на значительной части территории заканчивался крупным региональным перерывом и размывом отложений; в послепалеозойский этап, кроме того, произошло интенсивное охлаждение территории.
Раннерифейский этап характеризуется скоростью погружения от 13-25 м/млн лет в центральной части (скв. 203 Бедряжская) до 35-50 м/млн лет на юге (скв. 5 Шиханская), на западе (скв. 4 Аслы-Кульская) скорость минимальна – около 8 м/млн лет. В результате прогибания нижняя часть калтасинской свиты уже в раннем рифее практически повсеместно вступила в ГЗН, к концу которого на значительной части территории эти отложения почти наполовину (в объеме саузовской и частично арланской подсвит) вошли в ГЗГ (
рис. 3, а). В ГЗН продолжала пребывать большая часть отложений в западной и северной зонах бассейна. В этих зонах могли существовать благоприятные условия для формирования нефтяных месторождений раннерифейского этапа, длившегося около 200 млн лет. Вместе с тем в наиболее погруженных восточных и юго-восточных районах бассейна сформировавшиеся нефтяные залежи в конце раннего рифея подвергались разрушению из-за изменения термобарического режима (глубина до 6,5 км, палеотемпература от 120 до 170 °С), что привело к вытеснению нефти газом, генерировавшимся в большом объеме в очаге газообразования.Отложения ашитской подсвиты в раннерифейский этап почти повсеместно не достигали условий ГЗН.
Средне-позднерифейский этап характеризуется резким замедлением скорости погружения до 6,5-14,0 м/млн лет на юге и в центральных частях развития калтасинской свиты и до 2,5 м/млн лет в западных районах. К концу позднерифейского этапа отложения юга Калтасинского бассейна полностью вошли в ГЗГ в районе скв. 5 Шиханская и на небольшом участке восточнее Сергиевско-Абдулинского прогиба. Осадки остальной территории юга и юго-востока бассейна на протяжении средне- и позднерифейского времени находились в ГЗН (см.
рис. 3, б), к концу этапа лишь верхние слои калтасинской свиты продолжали оставаться в зоне генерации нефти, большая же ее часть оказалась в зоне газогенерации, что способствовало разрушению как ранее сформированных залежей жидких УВ, так и вновь образующихся скоплений. В северных районах (Очерская площадь) после кратковременного опускания территории началось ее воздымание, вызвавшее на протяжении нескольких сот миллионов лет перерыв в осадконакоплении и размыв отложений. Тектонические движения, обусловившие подъем северной части бассейна, могли привести, согласно Л.И. Фердману (1986), к разрушению почти 80 % ранее сформированных в средней части калтасинской свиты залежей нефти. Последовавший затем длительный перерыв в осадконакоплении способствовал дальнейшей дегазации и разрушению залежей в арланской подсвите, в результате чего к концу этапа в нижней и средней подсвитах калтасинской свиты в северной части бассейна могли остаться лишь следы скоплений в виде высоковязкой нефти и твердых битумов. В качестве примера можно привести пропитанные битумом арланские песчаники (скв. 191 Краснокамская, интервал 2862-2865 м). Верхи ашитских отложений на большей части территорий продолжали находиться вне очага генерации.Поздневендский этап характеризуется интенсивным (20-50 м/млн лет), но кратковременным прогибанием территории, после чего последовал перерыв в осадконакоплении длительностью более 150 млн лет. В южной части территории в самом конце венда очаг генерации несколько расширился и продвинулся в западном и северном направлениях (материалы бурения скв. 100 Куш-Кульская); здесь вся калтасинская свита полностью вошла в ГЗН, расширился и очаг газогенерации (см.рис. 3, в). Верхи верхнекалтасинской подсвиты центральной, западной и северной территории по-прежнему находились вне очага генерации и продолжали пребывать в этом состоянии в течение всего раннего палеозоя.
Позднепалеозойский этап отмечен новым началом интенсивного прогибания территории. Скорость прогибания изменялась от 10-15 м/млн лет (площади Ши-ханская, Куш-Кульская, Аслы-Кульская, Очерская) до 22 м/млн лет (площадь Ка-баковская). В южной части бассейна продолжал расширяться очаг газогенерации (см.рис. 3, г), в ГЗГ полностью вошла вся калтасинская свита; к концу этапа в ГЗН находились средне-верхнерифейские отложения и частично – вендские. Формирование залежей нефти сопровождалось насыщением жидкой части газом, поступавшим из нижних слоев калтасинской свиты, находящихся в очаге газогенерации, и флюидопереносом жидких УВ в верхние части разреза. В докембрийских отложениях юго-восточной части региона возможно открытие лишь газоконденсатных и чаще газовых залежей. Это подтверждается данными по нефтегазоносности. Так, в скв. 57 Салиховская в интервале 2861-2867 м песчаники салиховской свиты венда пропитаны газированной нефтью (конденсатом?); в скв. 5 Шиханская в интервале 3376-3900 м (верхний рифей) в процессе бурения наблюдались слабые газопроявления, по газокаротажу отмечены следы легких УВ; в скв. 62 Кабаковская в интервале 5298-5324 м (средний рифей) получен газированный фильтрат, состав газа следующий, %: метан – 35, этан – 2,47, пропан – 0,29, азот – 59,67, углекислый газ – 2,57 (Белоконь Т.В. и др., 1994).
В позднем палеозое в ГЗН вступили и верхи верхнекалтасинской подсвиты центральной и северной частей бассейна, которые, что особенно важно, ранее на протяжении всего времени развития бассейна не вступали в ГЗН, а значит, и полностью сохранили свой УВ-потенциал (см.рис. 3, г). Кроме того, результаты геохимического изучения разреза калтасинской свиты в скв. 203 Бедряжская обнаружили высокое содержание легких неокисленных битумоидов в арланской подсвите (Белоконь Т.В. и др., 1991), что свидетельствует о сохранившемся к позднепалеозойскому этапу значительном нефтегенерационном потенциале.
Таким образом, генерация УВ в верхней и средней частях калтасинских отложений могла происходить практически одновременно с генерацией в венде и палеозое на позднепалеозойском этапе, что, несомненно, наложило свой отпечаток и на их распределение в пространстве. Продолжавшийся подток газа из нижних частей калтасинской свиты способствовал, с одной стороны, вертикальной и латеральной миграции жидких УВ в газовой фазе, а, с другой стороны, при благоприятных геологических факторах – выносу нефтяных УВ из древних отложений в более молодые – вендские и, возможно, палеозойские. Наиболее ярким доказательством является присутствие протерозойской нефти в терригенном девоне Чубойского месторождения (Белоконь Т.В. и др., 1991).
Изложенный материал позволяет сделать важный вывод о широком развитии нефтегазообразования в калтасинской свите в последний, позднепалеозойский этап развития бассейна. Поиски такой нефти могут быть связаны в первую очередь с районами относительно неглубокого залегания калтасинской свиты, генерировавшей значительные объемы УВ в позднепалеозойский этап погружения бассейна и по настоящее время находящейся в ГЗН. К этим районам относятся северная и центральная приподнятая части Камско-Бельского прогиба, а также северо-восточный борт Сергиевско-Абдулинского прогиба. Установленная зональность нефтегазоносности рифей-вендских толщ (Белоконь Т.В. и др., 1994) соответствует этим же территориям. Что касается влияния нефтегазогенерации докембрия на нефтегазоносность палеозоя, то именно в пределах северного борта и центральной части Камско-Бельского прогиба отмечаются низкий генерационный потенциал терригенных отложений девона, не соответствующий даже запасам обнаруженных там залежей, и своеобразный генетический тип нефти, что может свидетельствовать о вертикальных перетоках из древних толщ. Наиболее очевидный пример такого явления приведен выше.
Залежи, сформированные на предыдущих этапах, практически полностью разрушены как вследствие погружения отложений в зоны газогенерации и длительного выноса УВ потоками газа, поступающего из этих зон, так и в результате инверсии территории и длительных перерывов в осадконакоплении. Результаты этих процессов фиксируются в наличии высоковязкой нефти и битумов в рассматриваемых отложениях, а также шлейфов рассеянных аллохтонных битумов
. Южная и юго-восточная части Камско-Бельского прогиба бесперспективны на поиски нефти, генетически связанной с нефтегазоматеринскими породами калтасинской свиты, ввиду глубокого погружения последней и раннего (ранне- и среднерифейский этапы) прохождения ГЗН.ЛИТЕРАТУРА
The Lower Riphean Kaltasinskaya suite is the most significant subdivision of sedimentary Precambrian in the eastern part of Russian platform and appears to be the main oilgenerating sequence in Precambrian succession. The authors of article presented are studying its role in process of oil and gas potential formation and are finding out a time of hydrocarbon generation process manifestation. Boundaries of the main oilaccumulating zone are found to be variable due to different history of subsidence in various areas: differentiated tectonic activity and various rates of subsidence and heat flows associated with it. The deep shifting of the main oilaccumulating zone's boundaries was also affected by some features of lithofacial composition. Depending on paleotectonic and paleogeothermic regimes, oil accumulation process development began at paleotemperature range of 70-110 °C at paleodepths from 1 to 2 km and was completed at paleotemperature range of 110-130 °C at paleodepths from 2 to 4 km and deeper. Four large stages of oil/gas fields formation in ancient deposits within territory of east Volga-Urals can be distinguished early Riphean, middle-late Riphean, late Vendian and late Paleozoic. Each of these stages was completed by significant regional gap and sedimentary washout. The authors made a conclusion about wide development of oil/gas formation in Kaltasinskaya suite during the last late Paleozoic stage of basin's evolution. Exploration activity should be concentrated on zones of relatively shallow occurrence of Kaltasinskaya suite where the last one still belongs to the main oil accumulating zone.
Рис.1. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА МОЩНОСТИ КАЛТАСИНСКОЙ СВИТЫ НИЖНЕГО РИФЕЯ
Границы: 1 - структур рифея и фундамента, 2 - распространения уральских герцинид; 3 - изопахиты свиты, км; 4 - глубокие скважины, для разрезов которых выполнены историко-генетические реконструкции
Рис.2. ЭВОЛЮЦИЯ КАТАГЕНЕТИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ НА ПЛОЩАДЯХ БЕДРЯЖСКАЯ (А), АСЛЫ-КУЛЬСКАЯ (Б) И ШИХАНСКАЯ (В)
1 - границы ГЗН а - современные, б - реликтовые; 2 - линии палеоглубин залегания отложений, км; 3 - палеоизотермы, °С; тип пород: 4 - карбонатный, 5 - терригенно-карбонатный, 6 - терригенный; 7 - фундамент
Рис.3. СХЕМАТИЧЕСКИЕ КАРТЫ ВСТУПЛЕНИЯ В ГЗН КАЛТАСИНСКОЙ СВИТЫ
|
|
|
|
|
|
а - подошва свиты на конец раннего рифея, б - кровля свиты на конец позднего рифея, в - кровля свиты на конец позднего венда, г - кровля свиты на конец палеозоя; 1 - граница складчатого Урала, 2 - отложения, не вошедшие в ГЗН, зоны вступления отложений 3 - в ГЗН, 4 - в ГЗГ, 5 - тектонические нарушения, контролирующие границы ГЗН и ГЗГ, 6 - отсутствие нефтематеринских пород рифея
