|
К
оглавлению
|
© В.П. Гаврилов, Б.В. Григорьянц, М.И. Тарханов, 2005
|
УСЛОВИЯ
НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
В.П. Гаврилов, Б.В. Григорьянц, М.И. Тарханов (РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина)
Об условиях
нефтегазонакопления в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП)
существуют две точки зрения: 1 - поддерживаемая подавляющим большинством
исследователей и основывающаяся на пластовом характере зон нефтегазонакопления
[1, 2]; 2 - развиваемая в РГУ нефти и газа им. И.М.
Губкина, допускающая непластовую жильную природу этих зон.
Проблема условий
нефтегазонакопления очень важна, прежде всего, потому, что при жильном
характере нефтегазонакопления потенциальные ресурсы, а стало быть, и
перспективы нефтегазоносности могут оказаться значительно более высокими,
причем не только Тимано-Печорской НГП.
Зоны
нефтегазонакопления, непрерывно прослеживаемые, в частности, вдоль
Шапкина-Юрьяхинского вала и вала Сорокина, а также Печоро-Кожвинского и
Колвинского мегавалов, должны иметь значительно большие запасы нефти и газа по
сравнению с выявленными и разрабатываемыми в их пределах месторождениями. Это
положение исходит из их установленной жильной природы. Запасы нефти и газа
могут оказаться существенно большими, если предположить, что на всем своём
протяжении они массивные, охватывающие по вертикали весь непрерывный интервал
зоны нефтегазонакопления. Например, для вала Сорокина следует говорить о
сплошном нефтегазонасыщении разреза отложений от среднеордовик-нижнедевонского
горизонта до триасового. Необходимо сделать лишь оговорку относительно нижнего
горизонта. Объединение в единый нефтегазоносный горизонт, причем подошвенный,
столь значительного по вертикали интервала разреза выглядит маловероятным.
Ещё более наглядны
различия представлений пластового и жильного характера нефтегазонакопления при
сравнении точек зрения относительно Колвинского мегавала. Анализ данных его
нефтегазоносности может оказаться более полным и убедительным, поскольку здесь
пробурена скважина глубиной более 7 км (рис. 1-3).
Результаты бурения
Колвинской сверхглубокой скважины заслуживают внимания уже по той причине, что
они не оставляют сомнений в геологической природе процесса превращения прогиба
в поднятие или инверсии. Если такой процесс структурной трансформации всегда
связывался с воздействием внешних сил, имевших мантийные источники энергии, то
в данном случае, имея в виду Печорскую синеклизу, инверсионные соотношения в
структуре на разных возрастных и гипсометрических уровнях сформировались за счёт
собственной энергии.
Это положение о
собственных энергетических возможностях мощных толщ осадочных пород,
выполняющих крупные прогибы и впадины, предгорные и межгорные,
внутриконтинентальные, включая платформенные и внутригорные, никогда не
принималось во внимание при изучении условий формирования структуры земной
коры. Автономное складкообразование всегда рассматривалось как явление
локальное геологическое, поскольку складкообразование, особенно морфологически резковыраженное
с проявлениями разрывной тектоники и чешуйчатой расслоенности, не
представлялось возможным без внешнего воздействия.
Авторы работы [2]
связывают аккумуляцию УВ в разрезе палеозойских отложений и формирование в этих
отложениях пластовых нефтегазовых залежей с мантийными флюидными плюмами. Но
как в этом случае объяснить инверсионные соотношения в характере залегания
нижнепалеозойских отложений? Они не могли возникнуть сами по себе. Каким должен
быть тогда механизм процессов, обусловивших такие соотношения? Разве мантийные
флюидные плюмы, т.е. УВ, могли спокойно мигрировать сквозь толщу пород, в том
числе и тонкодисперсных, глинистых и выбирать пласты-коллекторы для аккумуляции
в них?
Следует вспомнить, что
палеозойские и мезозойские отложения в Тимано-Печорской НГП включают коллекторы
трещинной природы. Это означает, что последние являются вторичными
образованиями и коллекторские свойства пород оказались приобретёнными, причём
именно в процессе тектогенеза, структурообразования, в том числе как следствие
возникновения инверсионных соотношений в структуре земной коры и ее осадочного
чехла. Миграция УВ в толще пород земной коры и их аккумуляция предполагают
наличие соответствующих путей и резервуаров. Поэтому нет оснований
предполагать, что антиклинальный характер залегания отложений в кровле девона в
разрезе Колвинской сверхглубокой скважины и синклинальный - в его подошве мог
возникнуть без какого-либо участия УВ-флюидов.
В работе [2] выделяются
довольно крупные по возрастному объему интервалы разреза отложений,
рассматриваемые в качестве зон аномально высокого пластового давления (АВПД),
отделяемые от смежных интервалов разреза региональными флюидоупорами, но при
этом делается весьма важная оговорка - АВПД - характерный признак
нефтегазоносных бассейнов.
Предполагая возможную
связь между АВПД и нефтегазоносностью, авторы статьи [2] не пытаются раскрыть
ее природу. Ее, пожалуй, трудно раскрыть, имея в виду характер взаимоотношений
между АВПД, нефтегазоносностью и мантийными флюидными (УВ) плюмами.
Главное заключается в
признании наличия обратных, выражающихся чуть ли не в зеркальном отражении,
соотношений в структуре на разных возрастных уровнях и что они являются
следствием автономных процессов структурообразования. Во-первых, такое
понимание развития событий в земной коре требует его обязательного учёта при
проектировании не только сверхглубокого, но и глубокого бурения, результаты
которого в настоящее время часто оказываются неожиданными. Во-вторых,
автономные процессы формирования структуры земной коры возможны лишь в условиях
развития в разрезе осадочного чехла толщ пород, обладающих собственными
энергетическими ресурсами.
Зоны
нефтегазонакопления жильного типа и их формирование в Тимано-Печорском регионе
достаточно детально рассмотрены В.П. Гавриловым,
Б.В. Григорьянцем и др. (2000, 2003). Возможности автономного
складкообразования связаны с толщами пластичных пород, прежде всего глинистых,
а также гипсоносно-соленосных, в которых обязательны такие явления, как
генерация УВ и соответственно фактически постоянное отсутствие равновесия.
В этих условиях
неизбежны и вполне естественны процессы пространственного перераспределения
УВ-флюидов, которые возможны лишь при вовлечении в эти процессы вмещающей толщи
пластичных, плохо проницаемых пород. В результате формируется автономная
(бескорневая) складчатая структура, характеризующаяся уплотнением пород в
осевых зонах складок, их дроблением, растрескиванием в этих зонах и
превращением в коллектор, который и необходимо рассматривать в качестве зоны
нефтегазонакопления жильного типа.
Из такого анализа
становится очевидным, что толщи пластичных пород в разрезе осадочного чехла
могут сформировать автономную складчатую структуру, возникающую как следствие
нагнетания нефти и газа в созданный ими же трещинный резервуар, локализованный
в осевых частях складок. Процесс нагнетания УВ, естественно, должен привести к
образованию очага напряжённости. А это значит, что АВПД не является свойством
самой толщи пластичных пород, присущим ей повсеместно. Зоны АВПД обусловлены
влиянием этих толщ, контролируемым возникшей в этой толще складчатой
структурой. АВПД, локализованные в осевых частях складок, должны фиксироваться
бурением, поскольку объектами бурения являются именно осевые или сводовые части
антиклинальных структур. Трактовка толщ пластичных пород как зон непрерывного
АВПД, как и региональный характер флюидоупоров, вызваны избирательностью
поисково-разведочного бурения.
Жильный характер зон
нефтегазонакопления - логичное следствие их формирования, обусловленного
активностью самого полезного ископаемого, залежи и месторождения которого
являются объектом поисков. Трещинный характер коллекторов и резервуаров лучше
увязывается с жильными зонами нефтегазонакопления, чем с пластовыми.
В пользу такого вывода
свидетельствует и процесс опробования зон нефтегазонакопления УВ. Если
последние действительно жильные, то они должны прослеживаться непрерывно во
всей толще пород от верхнего девона до мезозоя, по крайней мере триаса,
образующих инверсионную антиклинальную структуру. Ясно, что опробование таких
зон при избирательном выборе объектов будущей разработки, как это отмечалось в
последние годы на морских месторождениях Варандей-море и Приразломное [3, 4],
не должно удивлять: положительные результаты опробования были неизбежными в
силу жильной природы промышленных скоплений УВ, в данном случае в пределах
морского продолжения вала Сорокина. К таким скоплениям УВ больше подходит
термин "зоны нефтегазонакопления жильного типа", который содержит
определенный генетический смысл.
Сравним возможные
ресурсы УВ в Тимано-Печорской НГП при подтверждении их жильной природы с
таковыми пластовых залежей и месторождений.
Поперечные профильные
разрезы Харьягинского вала (см. рис. 1-3), локализованного
в пределах Колвинского мегавала, авлакогенное строение которого чётко
установлено по результатам бурения Колвинской сверхглубокой скважины, дают
возможность представить, насколько оценки ресурсов УВ могут отличаться в
зависимости от различий во взглядах на природу нефтегазонакопления.
Осевыми полосами валов
и мегавалов далеко не исчерпывается структурная позиция зон нефтегазонакопления
жильного типа в пределах Тимано-Печорского региона. Существуют взгляды о
возможности формирования зон дробления и высокой тектонической трещиноватости
пород вдоль границ между смежными структурными блоками, испытывающими
разнонаправленные вертикальные движения. Имеются в виду границы между
мегавалами или авлакогенами и смежными прогибами и впадинами. Такие зоны
дробления пород, разумеется, рассматриваемые в качестве возможных зон
нефтегазонакопления жильного типа, могут быть установлены с помощью карты
аномального поля силы тяжести, на которой они выделяются в виде линейно
прослеживаемых полос резкоградиентных изменений значений силы тяжести (рис. 4). В этом плане определённый интерес представляют и
границы Тиманского кряжа с Мезенской синеклизой на западе и с Печорской
синеклизой на востоке. Вдоль этих границ перспективными могут оказаться даже
явно консолидированные рифейские, вендские и дорифейские отложения. Их
дробление по границам Тиманского кряжа представляет большой интерес, поскольку
они обладают более высокой плотностью. Гравитационное поле позволяет допускать
вероятность проявления покровной тектоники в приграничной полосе Тиманского
кряжа и Мезенской синеклизы, что может оказать определённое влияние на характер
нефтегазоносности этой приграничной полосы.
В заключение следует
подчеркнуть, что подтверждение жильного типа нефтегазонакопления на
северо-востоке европейской части России может оказаться значительным как для
практики, так и науки. Решение вопроса об участии УВ в формировании структуры
земной коры и непластовых зон нефтегазонакопления должно вызывать интерес и
стать объектом дискуссии.
Литература
1. Богданов М.М.
Палеотектонические и термобарические условия формирования углеводородных
скоплений в Печоро-Колвинском и Варандей-Адзьвинском рифтах Тимано-Печорского
бассейна / М.М. Богданов,
Е.Д. Есипчук,
Н.Г. Корюкина,
Н.С. Лапкина
// Геология и направления поисков нефти и газа. - М.: ВНИГНИ, 2003.
2. Горбачев В.И.
Флюидодинамические факторы формирования нефтегазоносности на больших глубинах /
В.И. Горбачев, Т.В. Белоконь, С.Г. Попов // Разведка и охрана недр. - 2003. - №
6.
3. Захаров Е.В. Перспективы
развития сырьевой базы нефтедобычи на шельфе Печорского моря / Е.В. Захаров,
В.Н. Присяжный, А.Н. Тимохин, В.В. Ягодин // Тез. докл. XIV Губкинских чтений. -
М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996.
4. Никитин Б.А. Нефтяное
месторождение Приразломное на арктическом шельфе России / Б.А. Никитин, И.М. Хведчук
- // Геология нефти и газа. - 1997. - № 2.
Abstract
Different views
on oil and gas accumulation of Timano-Pechora oil-and-gasbearing province can
be explained by diversity of opinions concerning
hydrocarbon role in these processes. Relation of these conditions is grounded
by the fact that HC themselves are the main energy factor determining formation
both the folded structure of Paleozoic-Mesozoic sedimentary cover and oil and
gas accumulation zones. The latter ones are mainly qualified as lode ones
allowing to suggest significantly greater oil and gas potential of this region.
