Разломная тектоника и нефтегазоносность Тимано-Печорского осадочного бассейна

РАЗЛОМНАЯ ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО ОСАДОЧНОГО БАССЕЙНА

В.Н. Данилов

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (НГБ) расположен на северо-восточной окраине Русской платформы, в структурном отношении соответствует Печорской синеклизе и северным впадинам Предуральского краевого прогиба. Складчатое докембрийское основание бассейна выходит на поверхность только в сводах поднятий на Тимане и Урале (рис. 1).

Вопросы взаимосвязи разломной тектоники и нефтегазоносности на примере Тимано-Печор-ского НГБ рассматривались неоднократно. Следует отметить исследования Н.В. Шаблинской [1], И.В. Запорожцевой [2], В.А. Дедеева, Л.З. Аминова, В.Г. Гецена и др. [3], Н.А. Малышева и др. [4].

Тимано-Печорский НГБ представляет собой крупный геоблок земной коры, естественными ограничениями которого служат байкалиды Тимана на западе и герциниды Урала на востоке, сходящиеся на юге, в районе Полюдова камня [5]. К северу бассейн раскрывается своей пассивной окраиной в Баренцево море.

Рис. 1. Структурное положение Тимано-Печорского НГБ

Тимано-Печорский геоблок состоит из геоблоков меньшего размера, консолидированных преимущественно в байкальскую эпоху развития территории (рис. 2). Граничные (межблоковые) зоны многократно активизировались на разных стадиях ее развития (рис. 3).

Рис. 2. Схема основных криптозойских блоков и межблоковых зон Тимано-Печорского НГБ [6]:

1 - границы бассейна; 2 - границы блоков; 3 - блоки: ИП - Ижма-Печорский; ХВ - Хорейверский; ПУ - Предуральский;

КТ - Коротаихинский; 4 - межблоковые зоны: ВП - Верхнепечорская; КЛ - Колвинская; ЧР - Чернышева

В настоящей статье сделана попытка показать вклад граничных межблоковых зон и отдельных разломов в формирование пород-коллекторов, флюидоупоров и геофлюидальных систем зон нефтегазонакопления на примере южной части Печоро-Кожвинского мегавала, северных районов Предуральского краевого прогиба и смежных зон Печорской синеклизы.

Дивергентный период развития. Этот период можно разделить на две стадии (см. рис. 3): позднекембрийско-среднеордовикскую и среднеордовикско-раннекаменноугольную.

На позднекембрийско-среднеордовикской стадии начинается формирование Уральского палеоокеана и связанная с этим событием тектоническая перестройка рассматриваемого региона. Активизируются граничные зоны геоблоков с образованием листрических разломов (Припечорский, Илыч-Чикшинский, Западно- и Восточно-Колвинский, Варандейский и др.), которые определяют геотем-пературный режим и фациальные условия осадконакопления. Западная часть территории на этой стадии представляет собой внутриплитную впадину, а восточная - окраинно-рифтовый бассейн.

На востоке территории на этой стадии формируется толща осадков мощностью до 700^1000 м, сложенная в нижней части конгломератами, гравелитами, сменяющимися вверх по разрезу алевролитами и песчаниками, что характеризует последовательный переход к условиям осадконакопления аллювиально-дельтовых равнин и заполнению конусов выноса [7]. В шельфовой зоне последовательно накапливаются детритовые и брахиоподовые известняки с переходом по мере углубления

Периоды и стадии развития

Типы осадочных бассейнов

Структурная и морфологическая выраженность

Бассейны, сходные по тектонотипу с осадочными бассейнами, слагающими Тимано-Печорский НГБ

Описание геологии

Изостатического

выравнивания

Юра-антропоген

Синеклизный

Синеклиза

Среднеамазонский, Англо-Парижский, Ордосский

Ранняя пермь -триас

Синеклизный

орогенный

Синеклиза (эпиконтинентальное море, суша), краевой прогиб

Персидского залива, Лено-Вилюйский

Конвергентный

Ранний карбон (визе) - ранняя пермь

Синеклизный

палеопассивно-

окраинный

Синеклиза

Центрально-Европейский

Средний ордовик - ранний карбон

Рифтогенный (в центр, части) пассивно-окраинный

Рифтовая зона, авлакоген

Днепрово-Донецкий

Дивергентный

Поздний кембрий (?) -средний ордовик

Окраинно-рифтовый

Внутри-и окраинноконтинентальные рифты, внутриплитная впадина

Суэцкий

Рис. 3. Схема эволюционно-генетического развития Тимано-Печорского НГБ в сравнении с генетически сходными аналогами [6]

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

в алевритистые, известково-глинисто-кремнистые и карбонатные сланцы мощностью до 400^500 м. Отложения зоны окраинно-континентального рифта вскрыты скв. 1-Восточно-Лемвинская (крем-нисто-карбонатно-глинисто-галогеновая толща) в основании Грубеинского покрова [8, 9].

На приподнятых Хорейверском и Ижма-Печорском блоках формируются преимущественно красноцветные отложения, представленные переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Основная роль разломной тектоники раннего дивергентного этапа - формирование структуры осадочного бассейна.

На среднеордовикско-раннекаменноугольной стадии происходит обширное осадконакопление в условиях пассивной окраины Восточно-Европейского континента. Ее можно разделить на два этапа. Первый этап охватывает среднеордовикско-раннедевонское время, второй - среднедевонско-раннекаменноугольное время.

В течение первого этапа на обширной территории пассивной окраины накапливаются мощные, преимущественно карбонатные толщи нижнего палеозоя, являющиеся сегодня самостоятельным нефтегазоносным комплексом (НГК). Модель осадконакопления в это время представлена на рис. 4.

Рис. 4. Региональная модель раннесилурийского бассейна седиментации [7]

В это время накапливаются основные коллекторские толщи нижнего палеозоя, мощности которых увеличиваются к востоку и северо-востоку.

Второй этап ознаменовался проявлением континентального рифтогенеза, в основном, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (рис. 5). Девонский рифтогенез имел глобальное распространение (Днепрово-Донецкий, Средневилюйский авлакогены и др.).

В это время проявились первые инверсионные движения, в результате которых нижнепалеозойский карбонатный комплекс на обширных территориях Варандей-Адзьвинской структурной зоны, Большеземельского свода и сводовых зон Печоро-Колвинского авлакогена был выведен на поверхность и размыт (рис. 6).

В зоне гипергенеза формировались коллекторы порово-кавернозного типа, качество которых зависело, во-первых, от фациальных условий и, во-вторых, от глубины размыва и мощности зоны гипергенеза (рис. 7, 8).

Главная роль разломов на данном этапе - формирование природных резервуаров среднеордо-викско-нижнедевонского НГК.

Сформированные в процессе континентального рифтогенеза грабенообразные прогибы в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и зоны Илыч-Чикшинских разломов постепенно заполняются с юго-востока на северо-запад терригенными отложениями большой мощности (рис. 9).

1-П25 3-П

А АА

Рис. 5. Палеогеологический профиль южной части Печорокожвинского мегавала к началу среднедевонского времени

по линии скв. 3-, 7-Белая; 61-Худоель; 1-, 2-, 5-, 3-Перебор

Рис. 6. Палеогеологическая карта предсреднедевонской поверхности (по Н.И. Тимонину, Т.В. Майдль, 1984 г., с дополнениями): 1 - палеогеологические границы; 2 - основные разрывные нарушения; 3 - границы распространения среднедевонских

отложений

Частота встречаемости, %

зона гипергенеза

21

на начало С,с1т 1

продуктивная толща

Масштаб: гор. -250 0 250

верт. 1:10000

Рис. 7. Черпаюская площадь. Палеогеологический профиль по линии скв. 3-21-1

Глубокая

субпиторапь

Мелкая

субпитораль

Нижняя

литораль

0,11,010

0-100 м

Верхняя Супралитораль Субаэральные литораль

п=23

60 п= 57 60 п= 70 60 п=24 60 п= 148 60 п= 88 60

50 50 50 50 50 50

40 40 - 40 40 40 і— 40

30 30 30 — 30 30 — 30

20 20 — 20 20 20 20

10 10 10 10 10 10

0 0 0 0 0 0

4 8 12 4 8 12 00 12 4 8 12 4 8 12

60 п= 54 60 п= 63 60 п=20 60 п= 124 60 п= 80 60

50 50 50 50 50 50

40 40 40 40 і— 40 40

О СО 30 30 30 30 30

20 20 20 20 20 20

10 10 10 — 10 10 і— 10

0 0 0 0 П 0 0

4 8 12 п=21

0,11,010

0,11,010

0,11,010

0,11,010

0,11,010

/с, %

кпр, мД

Рис. 8. Распределение открытой пористости и газопроницаемости разнофациальных отложений в зависимости от положения

по отношению к поверхности размыва (0-100 м) [7]

Рис. 9. Палеогеологический профиль южной части Печорокожвинского мегавала к началу визейского времени по линии скв. 3, 7-Белая; 61-Худоель; 1, 2, 5, 3-Перебор

Наступившая в дальнейшем верхнедевонская трансгрессия (максимальная за всю историю развития бассейна) охватывает почти всю территорию Тимано-Печорского НГБ. В результате обширной трансгрессии формируется региональный флюидоупор тиманско-саргаевского возраста; происходит выравнивание рельефа бассейна (за счет его постепенного заполнения с северо-запада на юго-восток) и миграция границы шельфовой зоны, которая маркируется формированием серии разновозрастных рифовых барьеров. Распространение разновозрастных зон рифовых барьеров контролируется в этот период древними (дорифейскими) разломами субширотного простирания (рис. 10).

Заканчивается поздний этап дивергентного периода выводом отложений под размыв и формированием регионального несогласия.

Конвергентный период развития, как и дивергентный, делится на две стадии. Первая стадия охватывает время от раннего карбона до ранней перми, вторая - с ранней перми до триаса.

Первая стадия характеризуется тектонической стабильностью развития и мелководно-шельфовыми условиями осадконакопления, а также формированием карбонатных отложений с незначительными прослоями сульфатов и множеством биогермных образований. На приподнятых участках отмечаются локальные и зональные перерывы.

Вторая стадия характеризуется окончанием главного цикла седиментации и широким проявлением орогенических движений на востоке, где закрывается Урало-Монгольский подвижный пояс и формируются Уральские горы.

В это время подвергаются инверсии все основные тектонические элементы бассейна (рис. 11, 12), приподнятые участки размываются. В восточной части бассейна формируется краевой прогиб, сопровождающийся интенсивным надвигообразованием, и происходит переформирование залежей нефти и газа.

Следы интенсивной вертикальной миграции, фиксирующие процессы переформирования и разрушения залежей углеводородов, прослеживаются в зонах практически всех основных разломов.

Так, например, Восточно-Тиманский разлом маркируется уникальным Ярегским месторождением тяжелой нефти. В зоне Припечорского глубинного разлома за счет вертикальной миграции на Каменской и Войской структурах образуются месторождения битума, в нижнекаменноугольных отложениях Югидского месторождения - тяжелой нефти. Инверсионные движения по разломам, ограничивающим Колвинский мегавал, приводят к образованию на Усинском месторождении пермо-карбоновой залежи тяжелой нефти. Подвижки по Варандейскому разлому в северной части вала

I----1 Семилукский

I----1 Сирачойский

I----1 Раннеухтинский

Ухтинский Ф0

Верхнефранский

Верхнефаменский

] Месторождения

I---1 Граница ТП НГБ

Район лицензиата ООО «Комиойл»

Рис. 10. Тимано-Печорский НГБ. Зона распространения разновозрастных барьерных рифов

Сорокина - к формированию целой серии залежей тяжелой нефти в отложениях верхней перми и нижнего триаса.

На территории Предуральского краевого прогиба на этой стадии развития получают широкое распространение процессы надвигообразования, которые формируют разноранговые тектонические структуры. Наиболее интенсивно процессы надвигообразования развиваются во внутренней зоне прогиба. Практически в каждой впадине прогиба выделяются складчато-надвиговые структуры второго и третьего порядков, к некоторым из них приурочены месторождения углеводородов, как правило, газовых или газоконденсатных. К одной из таких структур - Вуктыльской - приурочено одноименное уникальное нефтегазоконденсатное месторождение. В Косью-Роговской впадине в пределах Интинско-Лемвинской антиклинальной зоны открыты Интинское и Кожимское газовые месторождения, продуктивность которых установлена в серии блоков, разделенных сдвиговыми нарушениями. В Верхнепечорской впадине газоносность надвиговых структур установлена на Курьинской и Патраковской площадях (рис. 13).

Таким образом, разломная тектоника играет определяющую роль в нефтегазоносности осадочных бассейнов, и в частности Тимано-Печорского НГБ. На начальных этапах развития разломы отвечают за формирование структуры бассейна, распределение нефтегазоматеринских пород, мощностей и фаций, пород-коллекторов и флюидоупоров. В дальнейшем происходит возрастание роли разломов в формировании ловушек, а на конечном этапе развития бассейна они отвечают за переформирование и разрушение залежей нефти и газа.

Инверсированные валы

Рис. 11. Фрагмент профиля РС-15, иллюстрирующий инверсионную природу основных структур Тимано-Печорского НГБ

ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.

Рис. 12. Геологический профиль южной части Печорокожвинского мегавала по линии скв. 3-, 7-Белая; 61-Худоель; 1-, 2-, 5-, 3-Перебор

Рис. 13. Курьинское месторождение. Геологический разрез по линии сейсмического профиля 809-01

Список литературы

1. Шаблинская Н.В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя / Н.В. Шаблинская. - Л.: Недра, 1982. - 155 с.

2. Запорожцева И.В. Блоковая структура земной коры как основа нефтегазогеологического районирования Европейского северо-востока СССР / И.В. Запорожцева // Тектоника Европейского севера СССР. - Сыктывкар, 1986. - С. 3-13. - (Труды / Ин-т геологии Коми филиала АН СССР; вып. 55).

3. Дедеев В.А. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты / В.А. Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Гецен и др. - Л.: Наука, 1986. - 217 с.

4. Малышев Н.А. Разломы Европейского северо-востока СССР в связи с нефтегазоносностью. -Л.: Наука, 1986. - 112 с.

5. Красный Л.И. Глобальная система геоблоков / Л.И. Красный. - М.: Недра, 1984. - 224 с.

6. Данилов В.Н. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

7. Жемчугова В.А. Нижний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия образования, нефтегазоносность) / В.А. Жемчугова, С.В. Мельников, В.Н. Данилов. - М.: Изд-во Академии горных наук, 2001. - 110 с.

8. Данилов В.Н. Первые результаты геологоразведочных работ в Западно-Уральской складчато-надвиговой зоне севера Предуральского прогиба / В.Н. Данилов, В.В. Иванов // Тез. докл. Рос. техн. нефтегаз. конф. и выставки 8РЕ-2008. - М., 2008. - 8рЕ-117369.

9. Гудельман А.А. Новые сведения о геологии Лемвинской структурно-формационной зоны по результатам бурения скважины 1-Восточно-Лемвинская / А.А. Гудельман, Н.В. Лютиков, Л.А. Анищенко // Геология и минеральные ресурсы Европейского северо-востока России: материалы XV Геологического съезда Республики Коми. - Сыктывкар, 2009. - С. 103-107.