Особенности строения и нефтегазоносность девонских терригенных отложений Пермского края

УДК 553.98.041

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДЕВОНСКИХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ

Э.К.Сташкова, А.Н.Багаев

В статье рассмотрены нефтегазоносность и особенности строения терригенных девонских отложений Краснокамско-Чу-совской палеовпадины. По оценке ОАО "ПермНИПИнефть" здесь сосредоточена значительная доля рентабельных ресурсов и имеется развитая инфраструктура. В пределах этой впадины формировались генерирующие и коллекторские толщи раннего, среднего и позднего девона. Последующее тектоническое развитие обеспечило миграцию и сохранность УВ в зонах аккумуляции. Детальные литолого-фациальные и геологические реконструкции позволили выявить на исследуемой территории развитие выдержанных по площади пластов-коллекторов, проследить латеральную изменчивость вещественного состава этих пластов и провести их корреляцию.

Ключевые слова: реконструкции; пласты-коллекторы; вещественный состав; нефть.

Обобщение результатов исследований девонского терригенного комплекса на территории Пермского края (Сташкова Э.К., Багаев А.Н., Фрик М.Г. и др., 2006-2008) выявило закономерности его строения и нефтегазоносности, позволило провести ранжирование земель по перспективности, дать оценку прогнозных ресурсов и рекомендации по дальнейшему поэтапному детальному изучению.

Последние были поставлены на участке вдоль западной границы субъекта (рис. 1). В тектоническом плане это зона сочленения Камского и Пермского сводов [3]. По общей оценке ОАО "ПермНИПИнефть" [1] значительная доля рентабельных ресурсов находится на территории Пермского палеосвода и прилегающей с севера площади, где, благодаря развитой инфраструктуре, экономически выгодны для освоения все нефтегазоносные комплексы.

Для исследований выделен участок Прикамья как перспективный на основании благоприятных геологических факторов, особенно условий седиментации отложений в

зоне развития Краснокамско-Чу-совской палеовпадины, где формировались генерирующие и коллекторские толщи раннего, среднего и начала позднего девона. Последующее тектоническое развитие обеспечило миграцию и сохранность УВ в зонах аккумуляции. Комплекс представлен слоистыми карбонат-но-терригенными отложениями регрессирующего эмско-эйфельского бассейна и преимущественно песчаными аллювиально-дельтовыми и прибрежно-морскими отложениями трансгрессирующего живетско-ниж-нефранского бассейна. Общая мощность изменяется от 90 до 195 м.

Литолого-фациальные и геологические реконструкции позволили выявить развитие наиболее мощных (до 60 м) песчаных толщ, благоприятных в качестве резервуаров. Установлено развитие русловых фаций с характерными седимента-ционными признаками. Направление и унаследованность палеорусел выявились на картах изопахит суммарных толщин песчаников (рис. 2), где прослеживаются углубление и миграция русел во времени к западу и юго-западу.

По комплексу ГИС в разрезах скважин выделены относительно выдержанные по площади пласты-коллекторы. Их корреляция обоснована стратиграфическим расчленением разрезов на основе объективной палинологической зональности (рис. 3), что очень важно. Полнота разрезов на площади варьирует, и необоснованная их корреляция приводит к сопоставлению разновозрастных пластов. При подсчете запасов исторически в девонском терригенном комплексе принимается индексация пластов сверху вниз от й0 до йу

Тиманский пласт (ОдШп) по площади развит в виде линз или невыдержанных прослоев, чаще в основании горизонта. Он представлен мелкозернистыми песчаниками и алевропесчаниками с показателями фильтрационно-емкостных свойств широкого диапазона (пористость — от 7,3 до 22,2 %; проницаемость — от 1,96 до 291,00 фм2). Мощность — от 1 до 6 м, реже 2-3 м (2 прослоя). В более мощных пластах коллекторские свойства значительно лучше, например на Краснокамско-По-лазнинской антиклинали, где тиман-

Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ ОТРАЖАЮЩЕГО ГОРИЗОНТА Шк

1 - выявленные структуры; 2- месторождения нефти; 3- рекомендуемые участки для лицензирования; 4 - изогипсы отражающего горизонта Шк, м; 5- скважины; 6 - населенные пункты

ский пласт (пористость 15,8-19,6 %; проницаемость 79-971 фм2) содержит промышленные залежи нефти.

В отложениях пашийского горизонта мощность песчаных плас-

тов уменьшается с юго-запада на северо-восток, нередко по латера-ли они выклиниваются или замещаются глинистыми породами. В толще верхнепашийского подгоризон-

та выделяются два относительно выдержанных пласта-коллектора (сверху 0| рв^ и Их мощность

1-4, реже до 8-12 м в основании подгоризонта. Замещение песчани-

ков верхнего пласта происходит на небольших расстояниях (в пределах одной разведочной площади), нередко проницаемый пласт отсутствует в сводовых частях структуры (в современном структурном плане). Эта особенность должна учитываться при выборе методики разведки залежи. Площадь распространения нижнего пласта значительно больше, чем верхнего. Участками прослеживается только один пласт. В разрезе нижнепашийского под-горизонта Рдо^ сосредоточена основная доля песчаников руслового генезиса. Мощность пластов на юге составляет 17-25 м, уменьшается к северо-востоку до11-15ми далее до 5-6 м. Здесь развиты коллекторы от весьма высокопроницаемых (пористость 14,2-27,2 %) до весьма низкопроницаемых.

Пласты-коллекторы живет-ского яруса слагают мелко-средне-зернистые песчаники и алевролиты. Породы в основном хорошо отсортированы, участками обладают неплохими фильтрационно-емкостны-ми свойствами (пористость в пределах 17,3-26,6 %; проницаемость 72,3-1984,0 фм2). Схема распространения песчаников подтверждает развитие песчаных тел руслового генезиса, которые захватывают ар-датовско-муллинский интервал разреза и нередко унаследованно ниж-непашийские образования. Мощность живетской части уменьшается с юго-запада на северо-восток от 22-29 до 17-10 м. За пределами распространения русловых песчаников в разрезах скважин выделяются отдельно муллинский (0мт1) и ардатовский (Ощаг) пласты мощностью 2-23 м. Площадь ардатовского несколько меньше, мощность от 3-10 м увеличивается на юго-западе до 10-15 м. В полных разрезах во-робьевского горизонта выделяется один пласт Р|ууЬ) на западе — юго-западе территории. Мощность от 1-5 до 4-10 м, максимальна в границах распространения палео-русел. За их пределами пласт за-

мещается глинистыми породами и выклинивается на северо-востоке. Коллекторские свойства низкие и средние из-за плохой сортировки зерен и увеличения глинистости пород.

Отложения эйфельского яруса представлены терригенно-карбо-натной толщей афонинского и бий-ского горизонтов. В локальных отложениях афонинского горизонта малой мощности (до 7 м) коллекторы практически отсутствуют. Толща является поставщиком УВ для залежей в более высоких горизонтах (Арасланова P.M., Сташкова Э.К., 2002). В средней части бийских отложений выделяется один пласт-коллектор (Dvbs или Dvef) толщиной 2-7 м в зоне максимальных мощностей на юго-востоке территории. Нередко — два, три, четыре и даже пять проницаемых пропласт-ков по 1-3 м, реже — до 5-8 м. Коллекторы представлены известняками с низкими фильтрационно-емко-стными свойствами (пористость до 4,5-6,7 %).

В терригенных отложениях эм-ского яруса тоже выделяются проницаемые прослои. По ГИС в разрезе койвенского горизонта просматриваются от 1 до 5 таких прослоев толщиной от 0,5-3,0 до 5,0-6,0 м в подошве горизонта (гравийные песчаники), которые обладают низкими, редко средними коллекторски-ми свойствами. Отложения вязовско-го горизонта содержат от 1 до 4 проницаемых прослоев толщиной 1-2 м, реже 4 м в подошве горизонта. Они представлены гравийно-песчано-алев-ритовыми разностями пород с низкими и средними фильтрационно-емкостными свойствами.

Важным фактором оценки толщи являются нефтепроявления по керну, которые приурочены чаще всего к ее верхней части (тиманский и пашийский горизонты). Пятна битума и пигментация ОВ пород в разрезах очень многих скважин свидетельствуют о миграции УВ. Более значительный аргумент — открытые

залежи нефти на структурах Ку-дымкарской, Майкорской, Висим-ской, Назаровской площадей, Кузнецовском, Зоринском, Северокамском, Краснокамском и Полазнин-ском месторождениях. Реже нефтепроявления отмечены в живет-ских и эйфельских отложениях (майкорские и краснокамские скважины). По гидрохимическим показателям наиболее благоприятными для сохранения залежей У В являются южные районы, однако нефтепроявления отмечены и на севере (скв. Кудымкарская-1, 3, Тузим-ская-4). Все открытые залежи нефти напрямую связаны с современным структурным планом по отражающему горизонту 111к (кровля тиманских терригенных отложений). Литологический фактор играл важную роль в процессе их формирования. Для коллекторов характерно замещение плотными породами даже в пределах структур. Скопления нефти могут быть в ограниченных песчаных линзах. Основные запасы УВ сосредоточены в структурно-литологических залежах раннего франа. Большой интерес представляют живетские отложения за пределами русловых фаций, где в кровле появляется надежный флюидоупор алевроглини-стых пород.

Положительным моментом для оценки территории по данным геохимических исследований является наличие нефтегазоматеринских пород, наблюдаемых в виде прослоев фактически по всему разрезу [2]. Распределение качественных показателей ОВ тесно связано с литоло-го-фациальной характеристикой толщи. Основные зоны генерации УВ эмских и эйфельских отложений приурочены к району распространения Краснокамско-Чусовской па-леовпадины (юго-восточная часть территории), где и зафиксированы наиболее высокие показатели содержания ОВ в породах. Зоны генерации УВ живетских и ранне-франских отложений (в соответст-

БЕРЕЗНИКИ

1 ш5

2 Шб

3 шь

4 ЕЕ] 8

А

3

св

юв

Рис. 3. ФРАГМЕНТ КОРРЕЛЯЦИОННОЙ КАРТЫ С ВЫДЕЛЕНИЕМ ПРОНИЦАЕМЫХ ПЛАСТОВ

Скважины: А - Соколовская-51, Б-Соколовская-52, В - Сивинская-3, Г- Романшорская-1, Д- Назаровская-100, Е- Чермозская-3, Ж- Северо-Камская-12; 1 - проницаемые пласты

вии с закономерностями трансгрессивного развития бассейна) приурочены к западной и юго-западной частям территории. Весь комплекс пород находится в благоприятных условиях катагенеза (в главной зоне нефтеобразования). Стадии катагенеза варьируют в пределах ПКз-МК, при Ттах = 428-434 °С (для эмско-эйфельских отложений). Развиты процессы первичной миграции, о чем свидетельствуют результаты анализов: повышенные концентрации хлороформенных битумоидов (возможные зоны аккумуляции) практически по всему разрезу. Наибольший вклад в генерацию УВ нефтяного ряда внесли вязовско-койвенские отложения с наибольшей по разрезу мощностью нефтематеринских пород (около одной четверти суммарного количества генерируемых УВ), за ними следуют тиманские с наибольшей площадью распространения нефтематеринских пород и муллин-ские. Эмско-эйфельские, тиманские и муллинские отложения обеспечивают > 70 % генерированных (и эмигрировавших и аккумулировавшихся) УВ [5].

С учетом всех положительных для формирования залежей охарактеризованных выше факторов на участках пересечения зон повышенных толщин песчаников с положительными формами современного структурного плана рекомендуются для лицензирования четыре наиболее перспективных участка (см. рис. 1). Все они связаны со структурами II порядка, поэтому попадают в зону наиболее благоприятных земель и по вышезалега-ющим отложениям, прежде всего по франско-турнейскому карбонатному, визейскому терригенно-му, верхневизей-башкирскому карбонатному и верейскому терриген-но-карбонатному комплексам. Промышленные и непромышленные

залежи нефти в них открыты на Си-винском, Неждановском, Верещагинском, Травнинском, Сергеевском, Очерском месторождениях и Лари-оновской структуре. Нефтепрояв-ления зафиксированы в разрезах многих скважин и на других площадях. Кроме указанных комплексов, они отмечены в вендских, каширских и нижнепермских отложениях.

Таким образом, полученные результаты значительно повышают привлекательность отложений девонского терригенного комплекса для проведения геолого-разведочных работ и открытия значительных неразведанных ресурсов У В на выделенных участках. Это поможет частичному решению задач по удовлетворению сырьем потребностей Пермского края [4] за счет ввода в освоение неразрабатываемых месторождений, а в будущем и перспективных на нефть площадей нераспределенного фонда.

Литература

1. Мерсон М.Э. Анализ состояния и перспективы развития нефтяной ресурсной базы Пермской области / М.Э.Мерсон, Н.А.Лядова, Л.Л.Благи-ных, Ю.А.Яковлев // Нефть и газ. — 2004. - № 5.

2. Нефти, газы и ОВ пород севера Урало-Поволжья. Каталог физи-

ко-химических свойств / Под ред.

A.З.Кобловой, Ю.А.Дулепова. — Пермь: Изд-во КамНИИКИГСа, 1989.

3. Проворов В.М. Тектоника // Минерально-сырьевые ресурсы Пермского края: энциклопедия. — Пермь: Изд-во Книжная площадь, 2006.

4. Середин В.В. Перспективы комплексного освоения неразрабатываемых месторождений нефти и газа Пермского края и использования их сырья для местных нужд / В.В.Середин,

B.И.Карпов, В.А.Ощепков и др. // Тез. докл. науч.-практ. конф., КамНИИКИГС, 8-9 ноября 2007 г.: "Состояние и перспективы нефтегазового потенциала Пермского края и прилегающих регионов". — Пермь, 2007.

5. Фрик М.Г. Закономерности распространения нефтегазоматерин-ских толщ нижне-верхнедевонских тер-ригенных отложений Пермского края / М.Г.Фрик, Г.И.Титова, И.С.Батова, Н.В.Быкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2007. — № 7.

О Э.К.Сшашкова, А.Н.Багаев, В.А.Ошепков, 2009

Сташкова Эмилия Константиновна, заведующая отделом, Stashkova@permonlint.ru;

Багаев Александр Николаевич, младший научный сотрудник, Kamniikigs@inbox.ru;

Ощепков Виктор Анатольевич, начальник отдела, кандидат геолого-минералогических наук, dpp@permregion.ru.

FEATURES OF STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL OF DEVONIAN TERRIGENE DEPOSITS OF PERM REGION

EKStashkova, A.N.Bagayev

For the development of exploration activity for hydrocarbons, resource base increase, and economic evaluation of lands there were conducted detailed investigations of structure and prospects of Devonian terrigene succession within territory of Prika-mie as well as detailed correlation of sections, reservoir beds were outlined and classifies, prospective objects for licensing were marked.

Obtained results to a great extent increase prospects of these deposits and possibility of HC resources discovery that will assist in partial solution of problems to meet raw material requirements of Perm region.

Key words, reconstructions; reservoir beds; substantial composition; oil.