Обоснование формирования “жильных” залежей УВ в Тимано-Печорской НГП

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

Высокий УВ-потенциал Тимано-Печорского региона наглядно выражен в широком проявлении неф-тегазоносности 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 нефтегазонакопле-ния 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-мезо-зойского 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-венд-ских, 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 ме-гавал и валы Шапкина-Юрьяхин-ский 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-Юрья-хинского, а для Колвинского мега-вала — весь разрез отложений перми, карбона и девона*.

* Вся конкретика по распределению нефтегазоносности почерпнута из Карты нефтегазоносности, составленной для данного региона В.Ф.Куприным.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, Г2003

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 (Варан-дейская) 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:

того 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 Кол-винскому мегавалу, и Шапкина-Юрьяхинскому валу. И поэтому вполне можно усомниться в пластовой природе нефтегазонакопления если не для всего Тимано-Печор-ского региона, то по крайней мере для большей части составляющих

*

его крупных и локальных структур .

Тот факт, что в разрезе мезозойских и палеозойских отложений важную роль действительно играют трещинные коллекторы, несомненно, следует связывать с приразломными

Месторождение

Варандейское

Торавейское

Южно-Торавейское

Наульское

Лабоганское

Седьягинское

Осовейское

Нефтегазоносный комплекс

Среднедевон-нижнефранский, верхневизе-нижнеартинский, верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский Верхневизе-нижнеартинский, верхнепермский, триасовый

Верхнефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхнепермский, триасовый

Среднеордовик-нижнедевонский, верхнефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхнеартинско-кунгурский, верхнепермский, триасовый

Среднеордовик-нижнедевонский, верхнефранско-турней-ский, верхневизе-нижнеартинский, верхнеартинско-кун-гурский, верхнепермский, триасовый

Среднеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефран-ский, верхнефранско-турнейский

Среднеордовик-нижнедевонский

Эти данные не позволяют выявить какую-либо закономерность в характере распределения нефтегазоносности в пределах одного и

зонами дробления пород, приуроченными к осевым полосам и Шапки-на-Юрьяхинского вала, и Колвинско-го 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

* 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.

Рис. 1. ПРОФИЛЬНЫЙ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (по Л.Л.Иванову, А.И.Суриной) С СООТВЕТСТВУЮЩЕЙ ЕМУ КРИВОЙ НАБЛЮДЕННОГО ПОЛЯ

СИЛЫ ТЯЖЕСТИ

активно происходил процесс динамометаморфизма пород — превращение, в частности, глин через аргиллиты в сланцы, поскольку здесь в результате расколов (разрывооб-разования) 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 Ти-манскую гряду, а на востоке Коро-таихинскую 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 Харьягин-ским 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-Адзь-винской структурной зоной.

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

Морфологически довольно резко выражены гравитационные максимумы, приуроченные к Печоро-Кож-винскому мегавалу и Варандей-Адзь-винской 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-мезозойско-го осадочного чехла.

Отсутствие какой-либо связи между аномальными изменениями поля силы тяжести и рельефом поверхности докембрийского фундамента на всей территории Тимано-Печорской НГП, исключая Тиман-скую 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 бу-

рения — 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 па-леозой-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 Ддн 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 Ддн.

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 Ддн, 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 гео-лого-геофизических материалов, а тем более привлечении косвенных данных. Глубокие скважины, пробуренные в пределах Печоро-Кожвин-ского мегавала, Шапкина-Юрьяхин-ского 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-Адзьвин-ской структурной зоны. Здесь формирование наложенных бескорне-вых 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 осадко-накопления 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 основ-

ном 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 углеводородонакоп-ления 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 нефтегазонакопления в регионах активной новейшей тектоники связано формирование очагов сейсмической и

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА, 1‘2003

гpязeвулкaничecкoй нaпpяжeннocти (Гaвpилoв B.n., Гpигopьянц Б-B., Двopeцкий П.И. и дp., 2GGG).

1 — гранииы крупных структурных элементов: впадин, структурных зон, мегавалов (/ — Пе-чоро-Кожвинский, /// — Колвинский); 2 — гранииы остальных структурных элементов (// — Шапкина-Юрьяхинский вал, /V — вал Сорокина); 3 — залежи УВ; 4 — предполагаемые зоны нефтегазонакопления жильного типа

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*. 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, одна-

ко, подчеркнуть, что жильный 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 Ти-мано-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 углеводородо-накоплением.

Что же касается восточной пре-дуральской части Тимано-Печор-ской 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.

© Коллектив авторов, 2003

Рис. 2. СТРУКТУРНАЯ ЛОКАЛИЗАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

The article reports the reliable evidences of possible development of vein zones of oil and gas accumulation in the region. Their important feature — a large linear extension at small width and wide stratigraphic range of oil and gas potential. Here, oil and gas saturation is associated with the thrust zones of disintegration and high tectonic rock fracturing localizing in axial belts of swells and megaswells and along boundaries of the last ones with adjacent negative structures. Evolution of these zones suggests much higher potential of Timano-Pechora oil and gas province.

* Пepcпeктивы paзвития cыpьeвoй базы нeфтeдoбычи на шєльфє Пeчopcкoгo мopя: Teз. дoкл. XIV Гу6кин^иє чтєния / E.B.Зaxapoв, B.H.Пpиcяжный, A.H.Tимoxин, B.B.Ягoдин. — M., 1996. — C. 12.