Содержание к диссертации
Введение
1. Современные представления о геологической истории и перспективах нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Печоро-Колвинского авлакогена 6
2. Методические особенности моделирования тектонической и температурной истории глубокопогруженных отложений в связи с нефтегазоносностью 16
2.1. Восстановление обстановок седиментогенеза и диагенеза 16
2.2. Построение моделей эпейрогенического погружения и прогрева 18
2.3. Вторичные изменения мощности отложений 24
2.4. Выявление нефтегазоматеринских пород, свит и зональ ности нефтегазообразования и нефтегазонакопления 30
3. О роли тектонических факторов в формировании глубокопогруженных отложений Печоро-Колвинского авлакогена на ранних стадиях литогенеза 40
3.1. Седиментогенез и диагенез 40
3.2. Перерывы в осадконакоплении и размывы отложений 51
4. Моделирование истории погружения и палео температурной зональности глубокопогруженных отложений района развития Печоро-Колвинского авлакогена 56
4.1. История погружения 56
4.2. Динамика изменения палеотемператур 75
5. Моделирование процессов нефтегазообразования в глубокопогруженных отложениях Печоро-Колвинского авлакогена 84
5.1. Выделение и оценка нефтегазоматеринских свит 84
5.2. Динамика процессов нефтегазообразования 95
6. Научное обоснование нефтегазоносности глубокозалегающих отложений в районах Печоро-Колвинского авлакогена 112
6.1. Особенности процессов нефтегазонакопления 113
6.2. Об условиях формирования и разрушения залежей угле водородов 121
Заключение 130
Литература 131
- Современные представления о геологической истории и перспективах нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Печоро-Колвинского авлакогена
- Седиментогенез и диагенез
- Выделение и оценка нефтегазоматеринских свит
- Особенности процессов нефтегазонакопления
Современные представления о геологической истории и перспективах нефтегазоносности глубокопогруженных отложений Печоро-Колвинского авлакогена
Изучением особенностей тектонического развития и нефтегазоносности Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорской НГП занимались многие исследователи: Л.З. Аминов и др. (1985), В.И. Богацкий и др. (1987, 1993), Б.Я. Вассерман и др. (1979), В.А. Дедеев и др. (1993), Ю.А. Ехлаков и др. (2000), Н.А. Малышев (1999), Ю.Д. Николаев и др. (1981), К.О. Соборнов и др. (1993), Н.И. Тимонин (1998), К.Р. Чепиков и др. (1985) и др. Тем не менее до сих пор существуют противоречия в понимании как истории его геологического развития, так и роли в формировании нефтегазоносности Тимано-Печорской НГП, одной из самых крупных в России. Тимано-Печорская НГП занимает северо-восток европейской части России, на востоке и северо-востоке она ограничена западным склоном Урала и Пайхоя, на западе и юго-западе Тиманом. Структурно провинция соответствует Печорской синеклизе и северным района Пре-дуральского краевого прогиба и находится в пределах Печорской плиты. Печорская плита, в центральной части которой располагается Печоро-Колвинский авлакоген, представляет собой внешнюю часть Восточноевропейского континента и имеет в плане форму клина, обращенного острым концом к югу. Печорская плита имеет континентальную кору и характеризуется двухэтажным строением. Нижний этаж создан рифейско-вендскими образованиями (в различной степени метаморфизованными), а верхний - неметаморфизован-ными палеозойско-мезозойскими осадочными комплексами. Хотя природа позднекембрийского фундамента еще оспаривается в литературе, но наиболее вероятно, что он сформировался на этапе байкальского орогенеза (Тимонин, 1998).
Эпоха главной складчатости на территории Печорской плиты имела место в конце венда - начале кембрия. Орогенные формации венда повсеместно с угловым и азимутальным несогласием перекрываются отложениями верхнего кембрия - нижнего ордовика. После коллизии, которая повлекла за собой причленение Печорской плиты к Восточно-Европейской платформе, образовавшаяся территория находилась в состоянии относительного покоя сравнительно недолго, менее 100 млн. лет. Незначительный в геологическом масштабе перерыв между консолидацией фундамента и началом формирования платформенного чехла привел к тому, что структуры фундамента почти не претерпели эрозии и были "запечатаны" практически не тронутыми осадками платформенного чехла, что имело существенное значение для последующего тектонического развития территории плиты. По этой причине структуры, образовавшиеся в начальные этапы формирования чехла, наследовали черты внутреннего строения фундамента, чем объясняется их высокая интенсивность и подчеркнутая линейность (Богацкий и др., 1993).
Печоро-Колвинский авлакоген является одной из сложных по строению и развитию крупных тектонических отрицательных структур провинции. Он занимает ее центральную часть от предгорий Урала на юго-востоке до Печорской губы на северо-западе (рис. 1.1). Эту зону отличает дизъюнктивный характер строений, линейность локальных структур и большие амплитуды, резкие колебания мощностей и структурные несогласия. Границы авлакогена расширялись по мере развития исследований. Авлакоген наследует в консолидированной части земной коры региона положение геодинамически подвижной и термически нестабильной зоны. Природа этой зоны в фундаменте Тима-но-Печорской НГП к настоящему времени окончательно не установлена. Одни исследователи полагают, что Печоро-Колвинский авлакоген развивался в палеозое на месте рифейского авлакогена, другие отмечают, что он расположен в зоне позднекембрийской островной дуги и задугового бассейна, трансформированной позднее в коллизионную область (Тимонин, 1998). В целом Печоро-Колвинский авлакоген представляет собой серию генетически связанных крупных линейно вытянутых в северо-западном направлении структур, различающихся по строению: Колвинский мегавал, Денисовский прогиб, Печоро-Кожвинский мегавал. С юго-запада и северо-востока эта серия структур ограничена крупноамплитудными разрывными нарушениями - Припечорским на юго-западе и Восточноколвинским на северо-востоке. По поверхности фундамента и по подошве доманиковых отложений этой серии соответствуют грабе-нообразные прогибы, которые представляют ряд узких блоков, наклоненных к северо-востоку. Особенно резкая дифференциация мелких блоков по глубине погружения наблюдается в пределах Колвинской зоны глубинных разломов. Именно здесь выделяются наиболее глубокопогруженные блоки фундамента (до 7,5-8,0 и более км). В целом фундамент в этой зоне отличается высокой степенью нарушенности разломами северо-западного субширотного простирания. Последние обеспечили наличие блоков, отличающихся различной историей геологического развития. Грабены разделялись горстообразными выступами фундамента. Вся эта сложная система горстов и грабенов объединяется в единую систему Печоро-Колвинского авлакогена, раскрывающуюся в Уральский палеоокеан.
Вопрос о времени заложения и основных стадиях развития авлакогена остается спорным. По мнению В.А. Дедеева и др. (1993) ?авлакоген начал активно развиваться только со среднедевонского времени. Рифогенные средне-девонско-каменноугольные (турнейские) отложения представлены сероцвет-ной терригенной формацией до 1500 и более метров. Судя по палеотектониче-ским картам, построенным для платформенных отложений (Тимонин, 1998), он сформировался в позднем ордовике - силуре, а активизация происходила только в среднедевонское время. Наиболее активное прогибание многие исследователи (Дедеев и др., 1995, Чепиков и др., 1985) отмечают в период активизации его развития в среднедевонско-франское время, когда в пределах отдельных грабенообразных структур накапливались преимущественно грубо-обломочные терригенные отложения.
Ряд исследователей (Богацкий и др., 1987) считают, что вплоть до раннего карбона происходило интенсивное погружение грабенообразных прогибов в пределах авлакогена (доинверсионный этап). В средне позднекаменноугольное время в результате инверсии тектонического режима вдоль системы крупных разломов по бортам авлакогена начали формироваться крупные мегавалы (Печоро-Кожвинский и Колвинский), разделенные Денисовским прогибом. В западной части последнего над зоной разломов меридионального простирания образовалась узкая шовная зона - Шапкина-Юрьяхинский вал, а в центральной части прогиба - Лайско-Лодминское вало-образное поднятие, состоящее из нескольких структур - Носовского поднятия, Лайского вала и Командиршорской ступени. В целом указанным структурам свойственны существенные несогласия в структурных планах осадочного чехла. Многие структуры, выделяемые по поверхности фундамента, не проявляются в более высоких структурных поверхностях платформенного чехла, и наоборот, многие высокоамплитудные структуры, отчетливо различимые в верхних горизонтах платформенного чехла, никак не проявляются по поверхности фундамента (Лебединский, Шапкина-Юрьяхинский, Возейский, Усинский валы и др.). На юго-востоке все рассматриваемые крупные структуры переработаны в результате наложения на них структур Предуральского краевого прогиба (Тектоника..., 1988).
Основные структуры Печоро-Колвинского авлакогена, как уже отмечалось, различаются по геологическому строению и истории развития. Колвинский мегавал (300-30-40 км) - простирается вдоль северо-восточной границы авлакогена, асимметричен на всем протяжении. В его северной части более крутым является северный склон, а в центральной и южной - восточный, осложненный разрывным нарушением. Мегавал состоит из ряда кулисообразно сочленяющихся валов. С юга на север выделяются Усинский, Возейский, Харьягинский, Ярейюский валы. Наиболее отчетливо Колвинский мегавал выражен по поверхности нижнепермских карбонатов. Его максимальная амплитуда по этому горизонту на юге составляет 900 м. К северу наблюдается общее погружение горизонтов карбонатного комплекса. Глубины залегания фундамента колеблются от 4,5 до 8 и более км. Глубина залегания фундамента на Возейском горсте 3 км. Мегавал относится к категории инверсионных структур.
Седиментогенез и диагенез
При реконструкции условий седиментогенеза ордовикско-среднедевонских отложений были систематизированы данные по Колвинской и Тимано-Печорским скважинам, опубликованные в работах Ю.А. Ехлакова и др. (2000), О.М. Розена (1994), а также результаты исследований других авторов (Николаев и др., 1981, Чепиков и др., 1985, Аминов и др., 1989, Тектонические..., 1986, Тимонин и др., 1998 и др.). Кроме того, в работе проанализированы результаты определений форм серы, железа, содержания ОВ пород (по данным КамНИИКИГС), реконструированы окислительно-восстановительные условия диагенеза и скорости осадконакопления. В пределах Печоро-Колвинского авлакогена объектами исследования явились в основном районы Харьягинской, Печоро-Кожвинской и Усинской палеовпадин. В первых двух ордовикско-среднедевонскйе Отложения были в значительной степени изучены по материалам вышеупомянутых скважин, в последней имелись геофизические материалы, данные региональных построений, а также некоторые результаты по скв. 37, 69 Усинской площади.
В истории седиментогенеза Печорской плиты выделяют несколько циклов первого порядка различной продолжительности, каждый из которых в целом отвечает эпохам тектонического развития. Интересующие нас ордовикско-среднедевонские отложения Печоро-Колвинского авлакогена сформировались в основном в каледонский тектонический цикл. Палеоструктурный план, сформировавшийся к концу байкальского этапа тектонического развития, контролировал формирование осадочного чехла Печорской плиты вплоть до средне-палеозойского цикла осадконакопления.
В пределах исследуемого региона тектонические процессы, вызвавшие глубокие преобразования в структуре земной коры, определили и основные особенности физико-географических условий раннего палеозоя: рельеф земной поверхности, очертание морских побережий, изменения климата и т.д. После этапа формирования байкальского фундамента (конец венда) в течение кембрийского периода происходило в основном образование коры выветривания. Трансгрессии в раннем палеозое на восточную часть Восточно-Европейской платформы не наблюдалось. Не занятый морем байкальский фундамент имел гористый рельеф. К началу раннеордовикской эпохи рельеф территории Печорской плиты был существенно дифференцирован: между поднятиями северо-западного простирания, палеотиманом и Печоро-Колвинским валом существовала впадина (Ижма-Печорская), которая в течение раннего и среднего ордовика в континентальных и лагунно-континентальных условиях осадконакопления заполнилась терригенными осадками, в основном песчаниками. Центральная часть Болыпеземельского свода в это время представляла собой сушу, и только краевые его зоны были покрыты морем.
Нижняя часть трансгрессивного ордовикского цикла сложена в основном терригенными породами. В средне- и позднеордовикский периоды условия се-диментогенеза были мелководно-морскими с нормальной соленостью. В этих условиях накапливались карбонатные породы. В пределах зоны развития Пе-чоро-Колвинского авлакогена наличие терригенных отложений, видимо, незначительной мощности можно предполагать в зоне развития южной и северной окраин Колвинского мегавала, в большей степени в Усинской палеовпа-дине. Максимум ордовикской трансгрессии падает на начало позднего ордовика. В связи с обширным погружением плиты в это время практически все палеоподнятия на территории современных Колвинского мегавала и Хорей-верской впадины были покрыты мелководно-морским бассейном. Наступившая после этого регрессия привела к быстрому изменению солености. Происходило осаждение седиментационных доломитов и ангидритов, а иногда и глинистых осадков с примесью песчано-алевритового материала. Конец ордовика характеризуется началом новой морской трансгрессии, которая продолжалась в раннесилурийскую эпоху.
Восточная граница шельфа в начале силурийского периода находилась в районе Западно-Уральской складчатой зоны. В пределах Харьягинской палео-впадины в лландоверийский век на общем фоне мелководно-морской обстановки с нормальной соленостью образовывались относительно глубоководные впадины с резко меняющейся соленостью, в которые терригенный материал практически не привносился. Во второй половине лландоверийского века отмечается повышенная соленость вод (аридизация климата) (табл. 3.1) . По содержанию форм S и Fe диагенез осадков в этом районе проходил в среде от окислительной до восстановительной (FenHp = 14.3-61,5%) при доминировании слабовосстановительных условий (табл. 3.2). Концентрация фоссилизирован-ного ОВ незначительна, Сорг колеблется от 0,03 до 0,27%, что может быть связано с бедной биопродуктивностью в бассейне с высокой соленостью в уело виях аридного климата. В результате условия осадконакопления и диагенеза в этот период были неблагоприятны для сохранения и накопления органики. Об этом же свидетельствует обнаружение в керне Колвинской скважины ангидритов и раннедиагенетических доломитов (Ехлаков и др., 2000).
С середины раннесилурийского периода начинается крупномасштабная венлокская трансгрессия. Осадконакопление отложений венлокского яруса в Харьягинской и, вероятно, Усинской палеовпадинах в целом проходило в условиях, схожих с вышеописанными. Соленость вод соответствовала нормально - морскому бассейну. В довольно спокойной гидродинамической обстановке, возможно, в неглубокой впадине в области верхней подзоны сублиторали, которая иногда сменялась мелководно-морскими фациями или фациями отмелей накапливались карбонатные и доломитовые илы. Судя по распределению форм серы и железа в отложениях района бурения Колвинской скважины (табл. 3.2), условия диагенеза были еще более окислительными, чем в лландо-верийский век. Концентрация фоссилизированной органики невелика, Сорг не превышает 0,36%.
По данным бурения Колвинской скважины и геофизическим материалам в центральной части Харьягинской палеовпадины современная мощность пород нижнего силура составляет 575 м. В то же время, если учесть уплотнение пород (Уравнение 2.9), то в период осадконакопления мощность осадков могла превышать 890 м: 0,66
Крупномасштабная венлокская трансгрессия завершилась наступлением обстановки иловой латерали с зонами осушения на мелководно-морскую зону.
В позднем силуре в начале лудловского века наблюдается.смещение.береговой линии на запад и бассейн седиментации становится несколько глубже. В условиях умеренно глубоководного морского бассейна с нормальной соленостью (FenHp/Сорг 2) накапливались глинисто-карбонатные осадки с примесью терригенного материала. Если в начале позднесилурийской эпохи морские трансгрессии сохраняли еще значительный размах, то с середины лудловского века, в связи с наступлением завершающего этапа каледонской эпохи складкообразования произошло частичное поднятие платформы, и как результат началось обмеление бассейна. В связи с усилением тектонической активности испытал подъем и западный борт Хорейверской впадины. Верхняя часть гердью-ского горизонта в районе бурения Колвинской скважины накапливалась уже в мелководных, прибрежно-морских условиях. Стабилизация режима седиментации привела к накоплению в этом районе сублиторальных тонкозернистых, неравномерно обогащенных, терригенным материалом глинистых и. карбонатных осадков. В результате господстваТумидного климата началось распресне-ние бассейна седиментации. Это подтверждается понижением отношения FenHp/Copr до 0,2 и значительным падением концентраций FenHp. Условия диагенеза изменялись от слабоокислительных (в начале позднего силура) до слабовосстановительных и восстановительных (в конце позднего силура). Стратиграфически относительно полные разрезы верхнего силура вскрыты на относительно небольших глубинах в скв. 51 Возейской площади (3040-3570 м), в скв. 37 Усинской площади (3932-4830 м) и ниже 5000 м в Колвинской глубокой параметрической скважине (5552-6482 м).
С начала пржидольского времени происходит постепенный переход от озерных опресненных условий к морским семиаридным. Продолжается активизация восточного трога Денрро-Колвинского авлаквгена. Вдоль ОКолвинско-го разлома на территории современного Колвинского мегавала стал особенно четко проявляться грабенообразный прогиб, к которому с востока примыкало поднятие (западная часть Болыпеземельского свода). На западе прогиб переходил в Лайский палеовал. Внутри прогиба обособились палеовпадины (Усин-ская и Харьягинская) и палеоподнятия (Возейское и др.). На поднятиях существовали преимущественно мелководные обстановки, где создались условия для биогенной седиментации. Во впадинах же в условиях компенсации происходило накопление глинисто-карбонатных илов, периодически разбавляемых алевритовым материалом. Судя по окисному коэффициенту (от 0,19 до 0,62) диагенез осадков Харьягинской палеовпадины происходил в восстановительных условиях. Фации менялись от мелководных до умеренно глубоководных. В период стабилизации накапливались карбонатные илы разной степени глинистости. Мергели верхнего силура, вероятно, „предсхавляют.собой осадки глубоководных фаций. Это подтверждается результатами исследований ОВ пород: Сорг в единичных образцах достигает 1,55% (табл. 3.2).
Выделение и оценка нефтегазоматеринских свит
При изучении НГМП в исследуемом регионе в основном использовались данные люминесцентно-битуминологического анализа, определения типа и концентраций Сорг, выполненные в КамНИИКИГС (Новые данные..., 1999; Геологическое..., 2000), а также результаты исследований ОВ пород в процессе пиролиза, полученные во ФГУП НПЦ «Недра» и МГУ. Выделение и оценка нефтегазометеринских свит осуществлялась на базе теоретических представлений и практических результатов, опубликованных в работах Н.Б. Вассоевича (1967), B.C. Вышемирского и др. (1971), А.Э. Конторовича и др. (1981), Ю.И. Корчагиной и О.П. Четвериковой (1980), Е.С. Ларской (1983), С.Г. Неручева (1969), Дж. Ханта (1982) и других.
Основным объектом исследования в районе развития Харьягинской па-леовпадины являлись изученные по керну Колвинской скважины силурийские и нижнедевонские отложения и нижняя часть среднедевонских отложений, причем, в связи с остановкой скважины на глубине 7057 м, нижнесилурийские отложения вскрыты не полностью. По данным изучения пород Колвинской скважины (Карасева и др., 2000), толща доломитов с прослоями ангидритов лландоверийского яруса нижнего силура (инт. 6793-7057 м) характеризуется низким количеством ОВ (в среднем Сорг = 0,12%). Судя по геофизическим данным эти породы широко распространены во внутренней зоне авлакогена по площади. Они, кроме того, отличаются крайне низким, часто на уровне следов, содержанием битумоидов (обычно менее 0,001%). Невысокая битуминозность является, вероятно, следствием как низкого содержания ОВ в результате неблагоприятных обстановок седиментогенеза и диагенеза (разд. 3.1, 3.2), так и интенсивных преобразований из-за проявления высоких палеотемператур по данным моделирования температурной истории (разд. 4.2).
В карбонатных породах седъельского горизонта венлокского яруса (инт. 6482-6793 м) нижнего силура, представленных известняками и доломитами, содержание ОВ несколько повышается (в среднем Сорг = 0,2%). Содержание битумоидов и битумоидный коэффициент варьируют в основном в тех же низких пределах, что и для лландоверийского яруса (менее 0,001 и 2,0% соответственно). Единичные данные по пиролитическому исследованию образцов показывают низкий общий нефтяной потенциал (Si + S2 0,03 мг/г) и высокий индекс нефтяной продуктивности керогена (OPI 6), который характеризует ОВ, находящееся на высоких градациях катагенеза (до АК). В целом схожесть условий осадкообразования в лландоверийское и венлокское время определили почти полное отсутствие НГМП в нижнесилурийских отложениях. Реконструкция концентраций Сорг на стадию ПК3, т.е. на период начала процессов нефтеобразования, показала, что максимальные концентрации Сорг достигали в породах нижнего силура 1 и более %, однако эти значения зафиксированы только в единичных прослоях и не позволяют выделить нефтегазоматеринские свиты.
Повышенные значения современных концентраций сапропелевого ОВ (І тип) в известняках и доломитах гердъюсского горизонта (инт. 6064-6482 м) верхнего силура и среднее содержание его несколько большее, чем для нижнего силура объясняется господством в основном уже не окислительных, а слабовосстановительных обстановок на ранних стадиях литогенеза (табл. 3.2). Битуминозность пород низкая: для большинства образцов концентрация хлороформенного битумоида менее 0,0025%, а битумоидный коэффициент менее 1%, что является, вероятно, также следствием жесткого катагенеза МКз-АКь
Глинисто-карбонатные породы гребенского горизонта пржидольского яруса (инт. 5551-6064 м) несколько более обогащены ОВ преимущественно сапропелевого типа по сравнению с нижележащими (диапазон 0,13-1,55%, в среднем 0,4%). Максимальные значения отмечены для двух небольших прослоев черных глинистых известняков в кровле толщи. Степень битуминозно-сти ОВ пород так же низкая (менее 1,5%), как и для гердъюского горизонта.
Восстановленные на стадию ГЖз концентрации Сорг в породах верхнего силура достигают 3,56%, однако прослои таких пород незначительны по мощности. В среднем потери Сорг на нефтеобразование составляют 0,38%, что несколько выше, чем в нижнесилурийских отложениях, но не позволяет выделить нефтематеринские свиты с промышленным потенциалом.
В результате в пределах района бурения Колвинской скважины силурийские отложения ни по условиям седиментогенеза и диагенеза, ни по распределению ОВ в настоящее время и в период начала нефтеобразования нельзя отнести к продуктивным нефтегазоматеринским, т.е. эти породы не содержат нефтематеринских свит. Подсчет плотности запасов Сорг для верхнесилурийских отложений, характеризующихся относительно более высоким содержанием Сорг и несколько более благоприятными условиями для формирования НГМП, не подтвердил наличия здесь нефтегазоматеринских свит (плотность содержания Сорг менее 1 млн. тонн/км ).
В районе бурения Колвинской скважины нижнедевонские отложения залегают в интервале 4044-5551 м. Нижний отдел представлен только отложениями лохковского яруса, которому в региональной стратиграфической схеме девонских отложений северо-восточного субрегиона соответствуют овинпармский и сотчемкыртинский горизонты. По литологии наиболее характерный пограничный уровень соответствует глубине 4255 м (Ехлаков и др., 1997ф). Сульфатно-доломитовые породы сотчемкыртинского горизонта характеризуются невысокими концентрациями Сорг вследствие особенностей ранних стадий литогенеза, а также процессов размыва отложений в верхней части. Мощная толща овинпармского горизонта, представленная переслаиванием пачек аргиллитов, известняков и мергелей, широко распространена и в южной части Печоро-Колвинского авлакогена. В разрезе Колвинской скважины она залегает на глубине 4255-5551 м. В целом при общем неравномерном распределении ОВ (Сорг от долей до нескольких процентов) толщи, обогащенные ОВ, концентрируются в верхней и нижней частях горизонта. При этом, содержание битумоидов и битумоидный коэффициент снижаются вниз по разрезу от 0,235 и 35%, до 0,005 и 3-7%, соответственно, что отвечает проявлению ГЗН. По данным исследований керна три небольших интрузии в интервале 4470-4603 м не отразились существенно на содержании ОВ и би-тумоидов (Карасева и др., 2000).
Реконструкция концентраций Сорг на стадию ПК3 показала наличие толщ с очень высокими концентрациями ОВ (более 10%). Если учесть, что ОВ в основном сапропелевого типа, то нефтяной потенциал его мог быть очень высок. В среднем и велики потери ОВ в катагенезе (до 5% для овинпармского горизонта, в среднем для нижнего девона - 2,43%). В соответствии с описанными в разделе 2 основными принципами выделения нефтематеринских свит в разрезе овинпармского горизонта были выделены две толщи, которые могли бы быть отнесены к таковым. Мергельно-карбонатно-аргиллитовая толща в интервале 5110-5551 м, содержащая современные концентрации Сорг часто более 1% и реконструированные на начало нефтеобра-зования более 3,0%. Толща образована в основном благоприятным для неф-тематеринской свиты чередованием известняков, мергелей и аргиллитов. Кроме того, в верхней части отмечен пласт песчаника, способствующий эмиграции УВ. В ритмах известняк - аргиллит (мергель) породы соотносятся как 1:2 (Ехлаков и др., 1997ф). Концентрации Сорг распределены неравномерно, наибольшие отмечаются в центральной части (5214-5355 м). Данная толща выделена в нефтематеринскую свиту 1. Плотность современного содержания Сорг в 1-ой нефтематеринской свите при мощности НГМП порядка 398 м составляет
Особенности процессов нефтегазонакопления
Харьягинская палеовпадина. По результатам исследования Колвинской скважины (Ехлаков и др., 1997ф) в силурийско-нижнедевонских отложениях выделено ряд пластов аргиллитов, которые могли бы служить покрышками для залежей У В (табл. 6.1).
Надкомплексная возейшорская покрышка расположена над нефтегазо-материнской свитой 2. Верхняя внутрикомплексная покрышка (4255-4449 м) в своих границах практически соответствует нефтегазоматеринской свите 2 (4255-4528 м), а нефтегазоматеринская свита 1 (5310-5551 м) включает нижнюю покрышку овинпармского возраста. Приведенные данные свидетельствуют в целом о благоприятном положении пород флюидоупоров относительно нефтегазоматеринских свит.
По данным комплексных исследований ГИС и керна в силурийско-нижнедевонских глубокопогруженных отложениях были выделены также коллекторские интервалы (Ехлаков и др., 1997ф). В карбонатных силурийских отложениях таких интервалов несколько десятков. Наиболее хорошие фильтрационно-емкостные свойства отмечены для следующих толщ: 6627-6636 м (пористость 7-9%), 6983-6902 м (пористость 15-20%). Однако нефте-газопроявлений не обнаружено. Дело в том, что, как показано в разделе 5.1, в данных отложениях не было благоприятных условий для формирования нефтегазоматеринских свит.
В пределах нижнедевонских отложений, где зафиксировано развитие основных нефтегазоматеринских свит, выделены коллекторы и отмечены нефтегазопроявления. В целом для этих отложений характерно более слабое развитие коллекторов, чем для силурийской части разреза, что, скорее всего, связано с литологическими особенностями (доминирование терригенных пород). В верхней части разреза коллекторские интервалы приурочены к пластам песчаников, алевролитов и доломитов и характеризуются повышенными газопоказаниями по каротажу. По керну непосредственно над областью развития нефтегазоматеринской свиты 2 в интервале 4206-4250 м в большинстве изученных образцов зафиксированы миграционные битумоиды. Хлорофор-менные битумоиды, экстрагированные из пород, обогащены легкими углеводородами нефтяного ряда, содержание которых достигает 52,8% (Новые данные..., 1991). Эти данные согласуются с результатами моделирования процессов нефтегазообразования в свите 2, по которым свита находилась в зоне образования легких нефтей.
В табл. 6.2 приведена характеристика зон развития коллекторских интервалов, которые находятся в благоприятном положении относительно нефтегазоматеринских свит.
Интервал 5286-5328 м непосредственно входит в состав нефтегазоматеринской свиты 1, отличается развитием трещинных коллекторских пластов с невысокой пористостью. Пласт известняков (4594-4632 м) порово-трещинных отмечен выше свиты 1. Непосредственно над нефтегазоматеринской свитой 2 выделены зоны развития коллекторов разного литологического состава (3935-4044 и 4124-4160 м), квалифицированных по типу как поровые.
На рис. 6.1 приведены результаты моделирования изменения общей пористости пластов, выделяемых в настоящее время как коллекторских и флюидоупорных. Ступенчатый характер изменения расчетных значений общей пористости определяется особенностями,тектонического развития: резкое погружение в раннем девоне за счет формирования Печоро-Колвинского авлакогена привело к снижению пористости на 12-28%, погружение в позднем девоне - на 6-12%. Последующие этапы тектонического развития обеспечивали снижение только на единицы процентов. На основании анализа соотношений в геологическом времени процессов нефтегазообразования в основных глубокопогруженных нефтегазоматеринских свитах и уплотнения основных коллекторов и флюидоупоров (табл. 6.3) ниже рассмотрены вероятные особенности развития нефтегазонакопления в условиях в основном вертикальной (восходящей) миграции углеводородов.
Пласт-коллектор в интервале 5286-5328 м, входящий в состав нефтегазоматеринской свиты 1, еще до этапа нефтеобразования претерпел основное уплотнение. К концу этапа нефтеобразования (от 370-373 до 361-364 млн. лет) в фаменское время его общая (расчетная) пористость упала до 7,2%, а открытая и эффективная пористость были значительно ниже, т.е. заполнение нефтяными углеводородами маловероятно. Развитие трещиноватости в глинистом пласте-коллекторе наблюдалось, скорее всего, после основного этапа уплотнения, т.е. с каменноугольного времени. В это время рассматриваемый пласт-коллектор находился в благоприятном положении относительно возможности аккумуляции газа и газоконденсата, т.к. наблюдалось проявление ГЗГ в нефтегазоматеринской свите I. Обнаруженное в процессе бурения газопроявление из пласта 5286-5328 м подтверждает это. До этапа нефтеобразования происходило незначительное уплотнение наиболее вероятной покрышки (4772-5136 м), которая к концу этапа имела общую пористость 9,2% (к концу ГЗГ - 5,9%), что в свою очередь способствовало аккумуляции газообразных углеводородов.
Вышележащий пласт-коллектор в интервале 4594-4632 м также до этапа нефтеобразования и во время генерации УВ в свите 1 значительно уплотнился, а при проявлении главной фазы газообразования, которая длилась значительный период геологического времени в связи с возможностью развития трещиноватости, мог аккумулировать газ. Зафиксированные из рассматриваемого пласта-коллектора незначительные газопроявления при бурении, вероятно, являются следствием аккумуляции углеводородных газов из свиты 1. В период газообразования расчетная общая пористость залегающего выше флюидоупора в интервале 4255-4449 м уменьшилась до 7,9%.
Пласт-коллектор, залегающий в настоящее время в интервале 4124-4160 м, непосредственно над нефтегазоматеринской свитой 2, до начала ГФН имел высокую общую пористость (табл. 6.3), в период длительного этапа процессов нефтеобразования в ней в каменноугольно-пермское время имел относительно низкие расчетные значения общей пористости 8,1-9,7%). В настоящее время открытая пористость пород достигает 10%), тип коллектора поровый. Вероятно, в условиях карбонатного состава пород формирование пустотного пространства происходило за счет вторичных факторов после основного этапа уплотнения. О существовании подтока нефтяных углеводородов в пласт свидетельствует обнаружение вторичных битумоидов как в нем, так и в подстилающих породах (Новые данные..., 1991).
Возейшорская покрышка (3862-3955 м) перед началом ГФН в свите 2 имела повышенные расчетные значения общей пористости (до 29,2%), на этапе ГФН пористость несколько упала (до 14,9%). Не исключено, что она «пропускала» нефтяные углеводороды в вышележащие пласты. Этому способствовал поток газа из свиты 1.
Проведенное сопоставление позволяет предположить, что перед началом процессов нефтеобразования в глубокопогруженной нефтегазоматеринской свите 1 вышележащие современные флюидоупорные толщи прошли основные стадии уплотнения и могли обеспечить аккумуляцию нефтяных углеводородов. Однако коллекторские толщи также, вероятно, были значительно уплотнены. Флюидоупоры, находящиеся выше нефтегазоматеринской свиты 2, перед началом ГФН были недостаточно уплотнены. Это касается и кынов-ско-саргаевской толщи (3,4-3,5 км), известного регионального флюидоупора в провинции.
Проникновение нефтяных углеводородов в верхние горизонты из свиты 1 было ограничено позднедевонскими ловушками, т.к. более молодые структуры не сформировались к периоду проявления ГФН. С другой стороны нефтяные углеводороды свиты 2 могли заполнить ловушки вплоть до пермского возраста. В результате в формировании среднедевонских залежей нефти Харьягинского месторождения, вероятно, участвовала глубокопогружен-ная нефтегазоматеринская свита 2. В то же время следует учитывать, что газы, генерированные в свите 1, недостаточно реализовавшей свой нефтяной потенциал, вероятно, вплоть до пермского времени в период ГФГ могли активизировать процессы формирования и переформирования залежей нефтяных УВ, способствовали оттоку УВ флюидов в ту часть разреза, которая имела более благоприятные условия для аккумуляции. Остаточные явления в виде газопроявлений в зоне влияния свиты 1 подтверждают это. Многие авторы (Богацкий, Панкратов и др., 2000) считают, что именно в конце пермского времени закончились основные стадии формирования залежей УВ в зоне Печоро-Колвинского авлакогена.
