Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа - 2003

ОБОСНОВАНИЕ ФОРМИРОВАНИЯ “ЖИЛЬНЫХ” ЗАЛЕЖЕЙ УВ В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

В.П. Гаврилов, Б.В. Григорьянц, М.И. Тарханов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), В.С. Коваленко (ОАО “Газпром")

Высокий УВ-потенциал Тимано-Печорского региона наглядно выражен в широком проявлении нефтегазоносности и по площади, и по разрезу. И весь осадочный чехол (исключая лишь отложения кембрийского яруса, развитие которых здесь не установлено), и подавляющее число крупных структурных элементов характеризуются в основном промышленными проявлениями нефтегазоносности. Все выявленные залежи УВ квалифицируются здесь как пластовые антиклинальные, сугубо стратиформные, что и положено в основу проведения поисковых работ и разработки залежей.

Не сомневаясь в возможностях развития на северо-востоке европейской части России пластовых залежей нефти и газа, хотелось бы подчеркнуть, что имеются достаточно определенные свидетельства и в пользу формирования в рассматриваемом регионе скоплений УВ, не контролируемых напластованием. И главное заключается не только и не столько в констатации самого этого факта, сколько в том, что с непластовыми зонами нефтегазонакопления могут быть связаны значительно более высокие перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП).

Чтобы разобраться в условиях формирования залежей и месторождений УВ в Тимано-Печорском регионе, необходимо иметь в виду два твердо установленных факта:

1. В разрезе палеозой-мезозойского осадочного чехла трудно выделить повсеместно литологически выдержанные горизонты- коллекторы, подобные или хоть как-то сравнимые, к примеру, с таким эталонным с точки зрения нефтегазоносности комплексом отложений, каким является среднеплиоценовая продуктивная (или красноцветная) толща Южно-Каспийской впадины.

2. Практически в качестве перспективных нефтегазоносных отложений здесь рассматривается вся непрерывная последовательность разреза палеозойских и мезозойских отложений начиная с ордовика.

Вот эти два положения, имеющих прямое отношение к нефтегазоносности и вместе с тем не зависящих друг от друга, должны быть рассмотрены по своему существу.

Характер разреза отложений, точнее, их вещественный состав (причем не только палеозойских и мезозойских, но и рифей-вендских, также заслуживающих внимания в нефтегазоносном отношении), допускает формирование не только стратифицированных пластовых залежей нефти и газа. И поскольку коллекторские свойства фактически всего разреза отложений обусловлены не в последнюю очередь их трещиноватостью, то нефтегазонасыщение необходимо связывать и с резервуарами, представленными коллекторами, в формировании которых существенную роль сыграли вторичные, наложенные процессы. Прежде всего имеются в виду тектонические процессы, обеспечивающие растрескивание, а то и дробление пород. А если это так, то следует, очевидно, говорить о жильных залежах, приуроченных к разрывным нарушениям.

С этой точки зрения особый интерес представляют месторождения, локализованные в осевых полосах линейно вытянутых весьма протяженных зон антиклинального строения, которые выделяются в виде валов или даже мегавалов. В качестве примеров таких структур стоит рассмотреть Колвинский мегавал и валы Шапкина-Юрьяхинский и Сорокина.

Месторождения, локализованные в пределах названных крупных структур, образуют цепочки, звенья которых представляют собой антиклинали, брахиантиклинали или куполовидные складки. В целом установленный здесь диапазон нефтегазоносности охватывает широкий стратиграфический интервал: от триаса до среднего ордовика для валов Сорокина и Шапкина-Юрьяхинского, а для Колвинского мегавала - весь разрез отложений перми, карбона и девона (Вся конкретика по распределению нефтегазоносности почерпнута из Карты нефтегазоносности, составленной для данного региона В.Ф. Куприным.).

Обращает на себя внимание тот факт, что каждая локальная структура, обособляющаяся по простиранию названных валов и мегавала, в соответствии с практикой проведения эксплуатационных работ характеризуется своим набором и своим числом нефтегазоносных комплексов. К примеру, в пределах вала Сорокина выявлено семь нефтегазоносных структур и соответствующих им месторождений. Самая северная из них (Варандейская) представлена четырьмя нефтегазоносными комплексами, следующая - тремя, еще южнее - опять четырьмя, четвертая и пятая - шестью, шестая - тремя и самая южная (Осовейская) - одним. Распределение нефтегазоносных комплексов по месторождениям в пределах вала Сорокина следующее:

Месторождение	Нефтегазоносный комплекс
Варандейское	Среднедевон-нижнефранский, верхневизе-нижнеартинский, верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский
Торавейское	Верхневизе-нижнеартинский, верхнепермский, триасовый
Южно-Торавейское	Верхнефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхнепермский, триасовый
Наульское	Среднеордовик-нижнедевонский, верхнефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский, триасовый
Лабоганское	Среднеордовик-нижнедевонский, верхнефранско-турнейский, верхневизе-нижнеартинский, верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский, триасовый
Седьягинское	Среднеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, верхнефранско-турнейский
Осовейское	Среднеордовик-нижнедевонский

Эти данные не позволяют выявить какую-либо закономерность в характере распределения нефтегазоносности в пределах одного итого же крупного тектонического элемента (в данном случае - в пределах вала Сорокина). Нет ни одного нефтегазоносного комплекса или горизонта, который выделялся бы в разрезе каждого из месторождений. В таком же характере распределения нефтегазоносности можно убедиться применительно и к Колвинскому мегавалу, и Шапкина-Юрьяхинскому валу. И поэтому вполне можно усомниться в пластовой природе нефтегазонакопления если не для всего Тимано-Печорского региона, то по крайней мере для большей части составляющих его крупных и локальных структур(В этом смысле тем более трудно провести какую-либо аналогию между Тимано-Печорским регионом и Южно-Каспийской впадиной. В последнем случае выделенные в разрезе среднеплиоценовой продуктивной толщи нефтегазоносные горизонты прослеживаются не только в пределах отдельных антиклинальных зон, но и на больших по площади пространствах. Происходящие при этом изменения в нефтегазонасыщении строго контролируются литофациальной изменчивостью продуктивной толщи и полнотой вскрытого бурением ее разреза.).

Тот факт, что в разрезе мезозойских и палеозойских отложений важную роль действительно играют трещинные коллекторы, несомненно, следует связывать с приразломными зонами дробления пород, приуроченными к осевым полосам и Шапкина-Юрьяхинского вала, и Колвинского мегавала, и вала Сорокина.

На космотектонической карте Тимано-Печорской НГП, составленной В.И. Башиловым, вдоль осевых полос положительных структурных элементов на всем их протяжении действительно прослеживаются разломы, отнесенные даже к разряду глубинных. Однако о большой глубине их заложения можно говорить, скорее, предположительно, нежели утвердительно. Эти структуры имеют инверсионное строение. А это означает несоответствие не только пликативных структурных форм верхних и нижних частей осадочного чехла (или осадочного чехла в целом и докембрийского фундамента), но и дизъюнктивных, а именно: разрывные нарушения, выделяемые на поверхности, характеризуют лишь верхнюю часть осадочного чехла и не имеют продолжения в его нижней части или породах докембрийского фундамента.

Это предположение (осложнение разрывной дислокацией лишь верхней части осадочного чехла) согласуется с фактом приуроченности нефтегазоносности в пределах трех рассматриваемых структур к отложениям не древнее среднего ордовика. Есть все основания связывать формирование этих структур с процессами флюидной (скорее, углеводородной) динамики, протекающими в средней части палеозойского разреза. Здесь пластическая деформация преимущественно глинистых пород обусловила сначала волнообразные изгибы, а затем формирование морфологически более резко выраженных структур за счет интенсивного нагнетания флюидов в осевые зоны будущих поднятий - валов и мега- валов. Именно в этих осевых зонах активно происходил процесс динамометаморфизма пород - превращение, в частности, глин через аргиллиты в сланцы, поскольку здесь в результате расколов (разрывообразования) имели место блоковые перемещения пород.

Интересным в этом плане может оказаться сравнительный анализ геологических данных и аномального поля силы тяжести, в чем можно наглядно убедиться на примере геологического разреза, построенного по профилю 15-РС, который мы снабдили кривой наблюденного поля силы тяжести (рис. 1). Региональный характер этого профиля совершенно очевиден: он пересекает всю Тимано-Печорскую НГП с запада на восток в ее северной части, включая на западе Тиманскую гряду, а на востоке Коротаихинскую впадину, представляющую собой самый северный в пределах суши структурный элемент полосы глубокого предуральско-предпайхойского прогибания.

Несмотря на резкоконтрастный характер соотношений между вертикальным и горизонтальным масштабами (1:25), профильный разрез позволяет вполне надежно судить в первую очередь о геологической природе аномальных изменений поля силы тяжести и изменениях структуры земной коры с глубиной. Необходимую информацию дает большое число пробуренных непосредственно вдоль профиля скважин. Их глубина в основном превышает 3000 м, но достаточно часто и 4000 м, нередко при этом достигая 4500 м. Особый интерес представляет скважина глубиной 7000 м, расположенная на пересечении профильного разреза с Харьягинским валом (Колвинский мегавал).

Сравнительный анализ геологического строения верхней части земной коры и кривой аномального поля силы тяжести вдоль профиля 15-РС свидетельствует, что изменения значений силы тяжести в разных частях Тимано-Печорской НГП обусловлены определенными различиями в их геологической природе. На профиле отчетливо выделяются три достаточно крупных гравитационных максимума. Первый, крайний западный из них, приурочен к Тиманской гряде, второй, обособляющийся в средней части рассматриваемой НГП, хорошо совпадает с расположением Печоро-Кожвинского мегавала, а третий максимум силы тяжести, выступающий в восточной части, обнаруживает явную связь с Варандей-Адзьвинской структурной зоной.

Очевидно, что максимум, приуроченный к Тиманской гряде, связан с высоким залеганием - либо непосредственно на поверхности, либо на небольших глубинах (первые сотни метров) - докембрийского (венд-рифей) комплекса отложений. Не случайно здесь отмечаются максимальные абсолютные значения силы тяжести.

Морфологически довольно резко выражены гравитационные максимумы, приуроченные к Печоро-Кожвинскому мегавалу и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. И тот, и другой максимумы ограничены с запада и востока зонами резкоградиентных изменений значений силы тяжести. Обособление этих максимумов, как и ограничивающих их резкоградиентных зон, находится уже в прямой зависимости от структурных особенностей палеозой-мезозойского осадочного чехла.

Отсутствие какой-либо связи между аномальными изменениями поля силы тяжести и рельефом поверхности докембрийского фундамента на всей территории Тимано- Печорской НГП, исключая Тиманскую гряду, на профильном разрезе выражено более чем наглядно. Достаточно сказать, что происходящее в соответствии с построенным разрезом погружение поверхности докембрийского фундамента с запада на восток, от Тиманской гряды до Предуральского прогиба, в целом почти на 10 км (по данным бурения - не менее чем на 6-7 км) не сопровождается аналогичным понижением значений силы тяжести. Следовательно, достаточно дифференцированный характер аномального поля силы тяжести для основной, восточной, части территории Тимано-Печорской НГП необходимо связывать с расчленением палеозой-мезозойского осадочного чехла по таким физическим свойствам, как плотностная характеристика пород и скорости прохождения в них сейсмических волн, по крайней мере, на два достаточно контрастных комплекса отложений.

Профильный разрез позволяет приурочить скачкообразное изменение плотностных и скоростных параметров к границе девона и карбона и в связи с этим рассматривать с геофизической точки зрения нижнюю часть палеозоя до девона включительно в качестве консолидированного комплекса отложений. Очевидно, что гравитационные максимумы, приуроченные к Печоро-Кожвинскому мегавалу и Варандей-Адзьвинской зоне, обязаны контрастно высокому залеганию на соответствующих участках поверхности девонских отложений. Данные бурения не оставляют сомнений в том, что характер кривой наблюденного поля силы тяжести на участке Печоро-Кожвинского мегавала соответствует его горстообразному строению, резко выдвинутому вверх блоку пород, сложенному девонскими отложениями.

Таким же горстообразным выступом и по материалам бурения, и поведению кривой Δg_н выглядит вся Варандей-Адзьвинская зона. Более чем выразительны в этом отношении ее границы с Хорейверской и Коротаихинской впадинами соответственно на западе и востоке. Резкое погружение консолидированного комплекса отложений нижнего палеозоя в сторону Коротаихинской впадины, а стало быть, и Предуральского прогиба сопровождается столь же резкими градиентными понижениями Δg_н.

Не составляют в этом отношении исключения и структуры более локального порядка, такие как Колвинский мегавал (вернее, даже его частная составляющая - Харьягинский вал) и осложняющий строение Денисовского прогиба Шапкина-Юрьяхинский вал. Им соответствуют уже локальные максимумы Δg_н, отвечающие антиклинальным структурам (менее выразительные из-за более глубокого залегания девонских отложений).

Столь тщательное сопоставление геологических данных с аномальными изменениями поля силы тяжести преследует единственную цель - привлечь внимание к такому важному геологическому явлению, как автономный, бескорневой характер складчатой структуры в отложениях палеозой-мезозойского осадочного чехла Тимано-Печорского региона. И для такого утверждения нет необходимости в глубоком анализе геолого-геофизических материалов, а тем более привлечении косвенных данных. Глубокие скважины, пробуренные в пределах Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского и Харьягинского валов, четко фиксируют зарождение этих поднятий при накоплении девонских отложений в прогибах или едином прогибе, сложенном отложениями силура и, очевидно, ордовика.

Аналогичный вывод может быть сделан и для Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Здесь формирование наложенных бескорневых валов (Сорокина, Гамбурцева и Талотинского), судя по данным того же глубокого бурения, происходило уже в силурийское время. Речь, очевидно, должна идти о том, что в Тимано-Печорском регионе процесс интенсивного прогибания и осадконакопления в течение силура и девона сопровождался синхронными процессами инверсии геотектонического режима, выразившимися в превращении прогибов в поднятия. Подобная инверсия есть следствие формирования бескорневых валов и мегавалов, сложенных в основном верхнепалеозойскими отложениями и менее выразительно фиксируемых в характере залегания мезозойских пород. Аккумуляция последних связана в основном с такими послеинверсионными зонами прогибания, каковыми являлись Ижма-Печорская синеклиза, Денисовский прогиб, Хорейверская и Коротаихинская впадины.

Обоснование автономного характера складчатой структуры какого-либо региона вообще - факт большой, даже исключительной важности. Все это достаточно убедительно показано в работе коллектива авторов (Гаврилов В.П, Григорьянц Б.В., Дворецкий П.И. и др., 2000). В данном случае важным следует считать то, что складчатая структура палеозой-мезозойских отложений не результат общего сжатия (или, иначе говоря, приложения к этому комплексу отложений внешних усилий), а следствие расхода собственной энергетики.

Едва ли следует сомневаться в том, что энергетические возможности в первую очередь палеозойских отложений необходимо связывать с неравномерным распределением в их объеме флюидов, в основном углеводородных. В условиях интенсивного прогибания и столь же интенсивного осадконакопления процессы углеводородообразования становятся практически неизбежными. И потому столь же неизбежными становятся и процессы углеводородной динамики. Сложнее воспринимается сам факт формирования автономной, бескорневой складчатой структуры. Однако 7-км скважина, пробуренная на Харьягинском валу, не только подтверждает сам этот факт, но и позволяет говорить о размахе вертикальных движений, измеряемом амплитудой 5-6 км, протекавших начиная с девона и обусловивших возникновение обратных, инверсионных соотношений между нижнепалеозойскими и залегающими выше верхнепалеозойскими и мезозойскими отложениями.

Для большей убедительности хотелось бы привести еще один наглядный пример. В Южном Каспии по его периферии в течение кайнозоя за счет автономных процессов опять-таки флюидной динамики произошла трансформация частных, но достаточно крупных прогибов в поднятия. Процесс этот далеко не завершен, он активно протекает и в настоящее время. И об энергетике этого процесса можно судить по тому, что размах вертикальных движений в течение кайнозоя здесь уже превысил 20 км (Григорьянц Б.В., 2001).

Сама суть автономных процессов складкообразования заключается не только в возникновении инверсионных структурных соотношений между разновозрастными комплексами отложений. Не менее важным следствием пространственного перераспределения флюидов (в верхней части земной коры по своему составу в основном углеводородных) является заполнение емкостей для флюидо- или нефтегазонакопления в виде достаточно мощных горизонтов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами. Именно такой процесс происходит в Южном Каспии, если иметь в виду плиоценовый комплекс отложений.

Но в условиях отсутствия таких возможностей углеводородонакопления флюидная динамика сама может создать емкости для аккумуляции нефти и газа. Автономное складкообразование как раз и является одновременно процессом создания нефтегазовых резервуаров. Возникновение последних представляется обязательным в осевых зонах бескорневых антиклинальных структур, где при высокой концентрации инъекционных процессов и нагнетании флюидов должно происходить уплотнение некогда пластичных пород, а затем их растрескивание и дробление. Не случайно именно с приосевыми антиклинальными зонами нефтегазо- накопления в регионах активной новейшей тектоники связано формирование очагов сейсмической и грязевулканической напряженности (Гаврилов В.П., Григорьянц Б.В., Дворецкий П.И. и др., 2000).

Остается лишь добавить, что Тимано-Печорскую НГП необходимо рассматривать в качестве региона, несомненно, благоприятного для формирования протяженных, не разобщенных на отдельные локальные участки зон нефтегазонакопления, как это показано на приведенной схеме (рис. 2). Эти приосевые жильные зоны отличаются не только своей протяженностью. Они (что характерно, в частности, для вала Сорокина) уже имеют продолжение в морской акватории(Перспективы развития сырьевой базы нефтедобычи на шельфе Печорского моря: Тез. докл. XIV Губкинские чтения / Е.В. Захаров, В.Н. Присяжный, А.Н. Тимохин, В.В. Ягодин. - М., 1996. - С. 12.). И, пожалуй, весьма симптоматичным является сам факт, что последним выявленным локальным структурным звеном этого вала в море является поднятие с удивительно точно характеризующим суть самого месторождения названием Приразломное. С такими жильными зонами нефтегазонакопления могут быть связаны потенциальные возможности, обусловленные широким стратиграфическим диапазоном трещиноватых и раздробленных пород и соответственно столь же широким диапазоном нефтегазонасыщения.

Жильные зоны нефтегазонакопления в рассматриваемом регионе не могут быть ограничены лишь осевыми полосами положительных тектонических элементов. Их горстообразное строение, наглядно выраженное на профильном разрезе (см. рис. 1) как в характере залегания в первую очередь девонских отложений, так и в градиентных изменениях кривой наблюденного поля силы тяжести, позволяет рассматривать прилегающие к этим тектоническим элементам бортовые полосы смежных прогибов как возможные объекты формирования жильных, но уже периферийных зон нефтегазонакопления.

Такие зоны жильного нефтегазонакопления могут быть выявлены на всем пространстве от Тиманского кряжа до горно-складчатых сооружений Урала и Пай-Хоя. Стоит, однако, подчеркнуть, что жильныи характер нефтегазонакопления может быть обусловлен тектонической трещиноватостью пород не только осадочного чехла, но и консолидированных (включая кристаллические, метаморфические и вулканогенные) пород докембрийского фундамента, которыми, в частности, сложена горстообразная структура Тиманского кряжа. Фундамент, причем не только Тимано-Печорской НГП, с точки зрения его нефтегазоносности действительно заслуживает большего внимания не только потому, что в строении его верхней части существенную роль могут играть граниты (Гаврилов В.П., 2000). Главное заключается в высокой плотности консолидированных пород кристаллического фундамента земной коры, блоковое расчленение которого может обеспечить его растрескивание и дробление, а следовательно, возможность циркуляции и аккумуляции любых подвижных компонентов, в том числе и УВ. Но думается, что нефтегазоносность фундамента необходимо в основном связывать с жильным углеводородонакоплением.

Что же касается восточной предуральской части Тимано-Печорской НГП, то возможное в этой части формирование жильных зон нефтегазонакопления представляется более чем вероятным в связи с развитием покровной тектоники, тщательную расшифровку которой следует рассматривать как решение важной задачи прикладного характера.