Условия нефтегазонакопления в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

В.П.Гаврилов, Б.В.Григорьяни, М.И.Тарханов

Об условиях нефтегазонакоп-ления 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. Губки на, 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-Юрьяхин-ского вала и вала Сорокина, а также Печоро-Кожвинского и Колвин-ского 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 своем протяжении они массивные, охватывающие по вертикали весь непрерывный интервал зоны нефтегазонакопления. Напри-

мер, для вала Сорокина следует говорить о сплошном нефтегазонасы-щении разреза отложений от сред-неордовик-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.

Еще 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 Колвин-ской 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 счет собственной энергии.

Это положение о собственных энергетических возможностях мощных толщ осадочных пород, выполняющих крупные прогибы и впадины, предгорные и межгор-ные, внутри континентальные, включая платформенные и внутригор-ные, 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?

Рис. 1. ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕГАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ В ПОПЕРЕЧНОМ СЕЧЕНИИ ХАРЬЯГИНСКОГО ВАЛА КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА

Колвинский

мегавал

Хорейверская

впадина

Н,км

Харьягинский

вал

1-Харьягинская

1-Колвинская

1

в

26- Восточно-Харьягинская

Q-K

1 - разломы; 2—стратиграфические границы: а - установленные, б-предполагаемые; 3 - залежи нефти; 4 - скважины

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 приобретенными, причем 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 флюидоупо-рами, но при этом делается весьма важная оговорка — АВПД — характерный признак нефтегазоносных бассейнов.

Предполагая возможную связь между АВПД и нефтегазоносно-стью, 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 учета 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.

OIL AND GAS GEOLOGY, 5‘2005

Рис.2. ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕГАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ В ПОПЕРЕЧНОМ СЕЧЕНИИ ХАРЬЯГИНСКОГО ВАЛА

КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА

472/6011

у \\ НМП,вынос газа

и жидких УВ IV;

Л\\У \Чл ч

Различный состав вод открытых и закрытых пор

ХЧЧЧ^ЧЧ4?

Северо-Мишваньская Восточно-Лайская Харьягинская Колвинская Восточно-Харьягинская

параметрическая

9000 -I

Н, м

Флюидные плюмы литосферы

5000

6000

7000

8000-

В составе газов преобладают

?о

УВ: СН4 до 90,5

Разрушение нефтяной залежи, образование твердых битумов, Б и Н25 за счет восстановления сульфатов

Выщелачивание карбонатных пород с образованием вторичных каверново-трещинных \ коллекторов I

В составе газов преобладают неУВ: Н,Б - 43-56%,

М2 - 26-29%,С02 - 17-78%

1 - залежи газа; 2— направление флюидных потоков; 3— изолинии градиентов пластовых давлений; 4 - зона субгидростатиче-ских давлений; 5 - зона АВПД

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 кол-

лектор, который и необходимо рассматривать в качестве зоны нефте-газонакопления 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 напряженности. 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 анти-

Рис. 3. ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕГАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УВ В ПОПЕРЕЧНОМ СЕЧЕНИИ ХАРЬЯГИНСКОГО ВАЛА КОЛВИНСКОГО МЕГАВАЛА

1 - зона нефтегазонакопления жильного типа; остальные уел. обозначения см. на рис. 1

клинальных 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 не-

прерывно 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 Ва-рандей-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, авлакоген-ное строение которого четко 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 ме-гавалов далеко не исчерпывается структурная позиция зон нефтега-

зонакопления 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 мегава-лами 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 определенный 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 определенное 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.

Рис. 4. КАРТА ИЗОАНОМАЛ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП В РЕДУКЦИИ БУГЕ

1 - зоны резкоградиентных изменений значений силы тяжести - приразломные зоны дробления пород; 2- зона предполагаемого тектонического покрова

Литература

1. Богданов М.М. Палеотектони-ческие и термобарические условия формирования углеводородных скоплений в Печоро-Колвинском и Варан-дей-Адзьвинском рифтах Тимано-Пе-чорского бассейна / М.М.Богданов, Е.Д.Есипчук, Н.Г.Корюкина, Н.С.Лапки-на // Геология и направления поисков нефти и газа. — М.: ВНИГНИ, 2003.

2. Горбачев В.И. Флюидодинамические факторы формирования нефте-газоносности на больших глубинах / В.И.Горбачев, Т.В.Белоконь, С.Г.По-пов // Разведка и охрана недр. — 2003. - № 6.

3. Захаров Е.В. Перспективы развития сырьевой базы нефтедобычи на шельфе Печорского моря / Е.В.Заха-ров, В.Н.Присяжный, А.Н.Тимохин, В.В.Ягодин // Тез. докл. XIV Губкин-

ских 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.

© В.П.Гаврилов, Б.В.Григорьянц, М.И.Тарханов, 2005

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.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

www.geoinform.ru

Просьба выставить счет за журнал

"ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА"

Цены указаны с учетом НДС

Отметьте месяцы - [5^

2006 г.

I

IV V VI

Цена за 6 выпусков (годовая подписка) в издательстве:

РФ - 849,60 р., СНГ - 1274,40 р., дальнее зарубежье - 1486,80 р.

Индекс____________

Город (поселок)_ Улица_____________

область

дом

корп.

кв.

Название организации ИНН/КПП________________

ФИО получателя_ Телефон_______________

_факс

e-mail

ГЕО

И НФОРММАРК

6 выпусков в год

<0 О

Издается с 1957 г. Q ПОДПИСКА СМ

На нашем сайте: www.geoinform.ru

Подписка принимается на любой срок

ЗАКАЗ

Заполенный бланк Вы можете отправить по факсу: (095)915-67-24, 915-61-03

Подписаться на журнал на нашем сайте: www.geoinform.ru

Отправить заявку в любой форме: info@geoinform.ru; gng@geoinform.ru

Для получения дополнительной информации обращаться:

Тел: (095) 915-67-24, 915-61-81, 915-62-22. Факс: (095) 915-67-24

ИНФОРМАЦИЯ

115172 Москва, ул. Гончарная, 38

ООО "Геоинформмарк"

<

X

<

о

5

С

СС

О