Файл: Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа.pdf

рые закономерности в размещении последних и изменении свойств углеводородных флюидов в зависимости от современного геотек­ тонического положения залежей, палеогеологической обстановки и наличия непроницаемых покрышек над залежами.

В южной части Тимано-Печорской провинции отчетливо наблю­ дается постепенное уменьшение плотности нефти и увеличение ее газонасыщенности по мере гфиближения к Предуральскому про­ гибу. В структурных скважинах на Расьюской площади Юго-Вос­ точного Притиманья наблюдалось пропитывание карбонатных по­ род нижней перми утяжеленной нефтью. Восточнее на Джебольской структуре из скв. 254 с глубины 660 м был получен приток нефти плотностью 0,852 г/см3, а еще восточнее на Восточно-Пальюской площади, расположенной на границе с Предуральским прогибом, в скв. 506 с глубины 900 м из доломитов филипповского горизонта кунгурского яруса получен приток нефти плотностью 0,816 г/см3 с большим количеством газа.

Наконец юго-восточнее, на Курьинской и Пачгинской, а затем и на Рассохинской структурах, в сакмаро-артинских и кунгурских отложениях выявлены газовые залежи.

Аналогичная картина наблюдается и севернее, по линии Запад­ ный Тэбук—Савинобор—Вуктыл. На Вельюской площади в юговосточной части Ижма-Печорской впадины в кунгурско-артинских известняках на глубинах 500—600 м отмечены интенсивные нефтепроявления вплоть до переливов тяжелой нефти. Отмечено также насыщение тяжелой нефтью песчаников и в вышележащих верхне­ пермских терригенных отложениях. Восточнее на границе плат­ формы с Предуральским прогибом на Северо-Савиноборской и Пашнинской структурах под загипсованными верхнекунгурскими глинисто-алевролитовыми породами в пористых известняках и до­ ломитах артинско-кунгурского возраста на глубинах 880—1000 м выявлены залежи уже более легкой нефти плотностью 0,873— 0,902 г/см3. Обе залежи массивные.

Еще далее на восток, в Предуральском прогибе, в нижнеперм- ско-каменноугольной карбонатной толще выявлено и разведано уникальное по запасам и геологическому строению Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Сходное с Вуктыльским месторождением строение, но значи­ тельно меньшие, размеры имеет Рассохинское месторождение, рас­ положенное на 200 км южнее, на юге Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба. Формирование месторождений в нижне- пермско-каменноугольных карбонатных отложениях Верхнепечор­ ской впадины Предуральского прогиба и прилегающих с запада краевых частей платформы происходило за счет поступления угле­ водородных флюидов, генерировавшихся в мощной толще богатых органическими остатками темно-серых и черных аргиллитов и известковистых алевролитов верхнеартинского подъяруса. Мощность верхнеартинской глинисто-аргиллитовой толщи значительно возра­ стает в восточном и юго-восточном направлениях от 50—80 м на

315

Вуктыле до 1000 м и более на западном склоне современного Урала, где в верхнеартинское время располагалась зона макси­ мального прогибания.

В кунгурское и ранневерхнепермское время верхнеартинские терригенные осадки испытавали дальнейшее погружение до глуби­ ны, обеспечивающей возможность преобразования заключенных

вних органических остатков в углеводороды и эмиграции последних

вкарбонатные пласты-коллекторы нижней перми и карбона, по­ скольку миграции углеводородов вверх препятствовала пластич­ ная и практически непроницаемая толща гипсово-ангидритовых пород кунгурского яруса. Не исключено также поступление в кар­ бонатные коллекторы пермо-карбона углеводородов, генерировав­ шихся в терригенной толще угленосной свиты средневизейского подъяруса и глинисто-карбонатных отложениях турнейского яруса.

Скапливаясь под гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, углеводородные флюиды мигрировали затем вверх по региональ­ ному восстанию слоев в сторону платформы, заполняя встретив­ шиеся на пути их движения структурные, стратиграфические и ли­ тологические ловушки. На примере Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба особенно четко видна роль непроницаемых покрышек в формировании месторождений газа и нефти. Так, во всех скважинах при вскрытии подошвы ангидритов кунгурского яруса фиксировалось резкое увеличение содержания газообразных углеводородов в буровом растворе даже в случаях неблагоприят­ ного структурного положения скважины, что свидетельствует о про­ цессах миграции газообразных углеводородов под непроницаемой покрышкой, предохраняющей их от рассеивания. Интересно, что в 25 км от северной периклинали уникального Вуктыльского газо­ конденсатного месторождения, где кунгурская гипсово-ангидрито­ вая толща фациально замещается терригенными глинисто-алевро- литовыми породами, более проницаемыми для газа, в пробуренной параметрической скв. 1 Андроновской артинские известняки, вскрытые на глубине 3500 м, оказались пропитанными тяжелой нефтью. Песчаники кунгурского яруса и верхней перми в структур­ ной скважине, расположенной на поднятом восточном крыле ВояСоплясской складки, были также насыщены тяжелой нефтью. Отсутствие здесь непроницаемой покрышки в кунгурских отложе­ ниях обусловило возможность вертикальной миграции и рассеива­ ния газообразных углеводородов и сохранения только малопод­ вижной тяжелой нефти.

За пределами Верхнепечорской впадины Предуральского про­ гиба значительные по размерам залежи нефти и газа в пермско-ка­ менноугольном карбонатном комплексе выявлены на Шапкинском, Южно-Шапкинском, Василковском и Лаявожском месторожде­ ниях в Денисовской впадине, на Усинском и Возейском поднятиях Колвинского вала, на Среднемакарихинской и Салюкинской структурах в Хорейверской впадине и на Южно-Сынинской струк­ туре в Болыиесынинской впадине.

316

Наиболее крупной по геологическим запасам является залежь тяжелой нефти Усинского месторождения. Кровля нефтенасыщен­ ных известняков залегает в своде структуры на глубине 1100 м, а высота нефтяной залежи составляет более 300 м. К юго-востоку от Усинского месторождения в первой же параметрической сква­ жине, пробуренной в Болыпесынинской впадине на крупном Южно-Сынинском поднятии, при вскрытии нижнепермских карбо­ натных отложений на глубине 3472 м были получены интенсивные нефтепроявления. Несмотря на большую глубину залегания ниж­ непермских известняков, нефть в них тяжелая (0,920 г/см3), что свидетельствует о недостаточной герметичности перекрывающих залежь отложений и о сходных условиях формирования с залежью Усинского месторождения. Непосредственно к северу от Усинского месторождения на Возейском поднятии на глубине 1545 м в карбо­ натных пермско-каменноугольных отложениях выявлена залежь легкой нефти (0,845 г/см3). По-видимому, облегчение нефти на Возейском поднятии по сравнению с Усинским является следствием не увеличения глубины залегания залежи, а улучшения качества покрышки.

Еше далее на северо-запад уже в пределах Денисовской впа­ дины на Среднесергейюской, Южно-Шапкинской, Шапкинской и Василковской структурах Шапкина-Юрьяхинского вала в верхней части пермско-каменноугольных проницаемых и выщелоченных известняков на глубинах 1520—2350 м выявлены залежи газа с оторочками из легкой, полностью газонасыщенной нефти (0,840— 0,858 г/см3) .

В северной приосевой части Денисовской впадины на Лаявожской структуре на глубинах 2220—2450 м в пермских известняках выявлена высокодебитная газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой. Покрышкой для залежей в пермско-каменноугольных известняках на месторождениях Денисовской впадины служат плотные глинистые известняки верхнеартинско-кунгурского воз­ раста мощностью 100—200 м и нижние глинисто-аргиллитовые пачки верхнепермских отложений, тогда как на Усинском место­ рождении залежь нефти непосредственно перекрыта верхнеперм­ скими терригенными красноцветными породами, в составе кото­ рых значительную роль играют песчаники и алевролиты.

Прекрасной иллюстрацией влияния герметичности покрышки на качественно расположенных под ней нефтей являются Среднемакарихинское и Салюкинское месторождения, приуроченные к близко расположенным структурам в юго-восточной части Хорейверской впадины. Несмотря на меньшую глубину залегания кровли нефтя­ ной залежи в известняках пермо-карбона на Салюкинской площади по сравнению с Среднемакарихинской, нефть Салюкинской залежи имеет среднюю плотность (0,884 г/см3), в то время как на Средне­ макарихинской плотность нефти 0,984 г/см3, что можно объяснить только значительно большей мощностью покрышки из артинскокунгурских глин и глинистых известняков на первой из них.

317

Г л а в а VII

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

За последнее время в результате перехода от изучения ограни­ ченной по площади территории Юго-Восточного Притиманья к ши­ рокому исследованию геологического строения и нефтегазоносности всей территории Тимано-Печорской провинции были получены принципиально новые данные, позволяющие в несколько раз повы­ сить оценку потенциальных ресурсов нефти и газа этого региона и открыть ряд новых нефтяных, газовых и газоконденсатных место­ рождений. По состоянию на 1/1 1973 г. разведанные запасы учтены по 34 месторождениям, из них 23 выявлены с 1959 г., когда было открыто Западно-Тэбукское нефтяное месторождение. Исключи­ тельно важное значение имело открытие в этот период ряда круп­ ных месторождений особенно месторождений-гигантов — Вуктыльского газоконденсатного и Усинского нефтяного. По оценке Н. Ю. Успенской, Вуктыльское месторождение по своим запасам газа и конденсата входит в число 14 крупнейших месторождений мира, а Усинское нефтяное — в число 19 крупнейших месторожде­ ний Советского Союза.

Открытие новых крупных месторождений позволило к 1974 г. резко увеличить разведанные запасы нефти и газа промышленных категорий A + B + Ci по сравнению с 1959 г. по нефти в 30 раз, по газу в 45 раз. Эффективность разведочного бурения в 1972 г. составила 1850 т/м против 260 т/м в 1959 г.

Ввод в разработку в 1962 г. Западно-Тэбукского, а затем Джьерского и Пашнинского нефтяных месторождений и особенно ускоренный ввод в 1968 г. Вуктыльского газоконденсатного место­ рождения позволил увеличить объемы добычи нефти и конденсата в 1972 г. по сравнению с 1959 г. в 14,4 раза и газа в 12,2 раза. В 1972 г. было добыто более 28 млн. уел. т нефти, газа и кон­ денсата.

319

Открыты месторождения и крупные зоны нефтегазонакопления

впределах всех изучавшихся тектонических элементов провинции:

вИжма-Печорской, Хорейверской и Денисовской платформенных

впадинах, на Печоро-Кожвинском и Колвинском мегавалах и в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба.

Значительно расширился стратиграфический диапазон промыш­ ленной нефтегазоносное™. Если до 1959 г. практически все про­ мышленные залежи были приурочены только к терригенным ниж- нефранско-среднедевонским отложениям, то в настоящее время промышленно нефтегазоносными являются также карбонатные от­ ложения силура, верхнего девона, карбона и нижней перми и терригенные отложения нижней и верхней перми и триаса. При этом более половины разведанных геологических запасов нефти и газа приходится на долю карбонатных коллекторов перми и карбона (Вуктыльское, Усинское, Южно-Шапкинское, Лаявожское и дру­ гие месторождения).

Новые геолого-геофизические данные показали также, что гео­ логическое строение Тимано-Печорской провинции, история ее раз­ вития имеет все специфические особенности, характерные для крупных нефтегазоносных бассейнов.

Можно рассчитывать на обнаружение многочисленных новых крупных залежей в зонах регионального выклинивания стратигра­ фических комплексов, в первую очередь в зонах выклинивания пес­ чаных отложений среднего девона, которые, несомненно, сущест­ вуют не только вдоль северо-восточного склона Южного Тимана, но и вдоль склонов Лайского, Большеземельского, Возейского, Ярейюского и других выступов фундамента.

Перспективы Тимано-Печорской провинции связаны также

спродолжением в акваторию всех основных валов, обнаруженных

вматериковой части провинции.

Допускается, что значительная роль в продуцировании углево­ дородных флюидов, особенно газов, может принадлежать и газам, генерированным углями Печорского угольного бассейна и угольной органикой. Это обстоятельство увеличивает перспективы прилега­ ющих к Печорскому бассейну площадей, в первую очередь КосыоРоговской впадины, юго-восточной части Хорейверской впадины, валов Варандейского, Гамбурцева, Чернова и Коротаихинской впа­ дины.

Наиболее благоприятными для обнаружения как нефтяных, так и газовых залежей являются северные и северо-восточные районы провинции, где во всех стратиграфических комплексах должны быть разведаны крупные валообразные поднятия (Шапкина-Юрь- яхинский, Колвинский, Лайский, Печоро-Кожвинский, СалюкинскоМакарихинский, Варандейский и другие валы), а также склоны крупных погребенных иалеоподнятий типа Возейского, Лайского, Большеземельского. Именно в этой части провинции в ближайшие

320