Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Краткий геологический очерк района исследований и нефтегазоносность 8
1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 8
1.2 Тектоника 30
1.3 Нефтегазоносность 32
Глава 2 История изученности пермского терригенного комплекса северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 43
Глава 3 Особенности тектоно-динамического развития и модель строения северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 60
3.1 Особенности тектоно-динамического развития северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 60
3.2 Строение пермских отложений и этапность их развития в северо-восточной части Тимано Печорской провинции 89
3.2.1 Сейсмогеологическая модель строения 89
3.2.2 Этапность осадконакопления в пермское время в северо-восточной части Тимано Печорской провинции 96
Глава 4 Условия формирования и закономерности размещения ловушек в терригенных отложениях пермского возраста в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 120
4.1 Методика исследований 122
4.2 Условия и этапы формирования ловушек в пермских терригенных отложениях в северовосточной части Тимано-Печорской провинции 124
4.3 Общая схема формирования и морфогенетическая классификация ловушек в терригенных отложениях пермского возраста 146
4.4 Закономерности размещения ловушек в терригенных отложениях пермского возраста в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 151
Глава 5 Перспективы нефтегазоносности северо-восточной части Тимано-Печорской провинции 155
5.1 Перспективы нефтегазоносности 155
Заключение 171
Список литературы 174
- Литолого-стратиграфическая характеристика
- Особенности тектоно-динамического развития северо-восточной части Тимано-Печорской провинции
- Условия и этапы формирования ловушек в пермских терригенных отложениях в северовосточной части Тимано-Печорской провинции
- Перспективы нефтегазоносности
Введение к работе
Актуальность проблемы. Новым направлением исследований в Тимано-Печорской провинции (ТПП) является исследование условий формирования и закономерностей размещения ловушек углеводородов (УВ) в терригенном надкарбонатном комплексе отложений в северовосточной части ТПП. Высокая перспективность этих отложений доказана единичными открытиями месторождений, от мелких до уникальных, в пределах континентальной части и на арктическом шельфе (Харьягинское, Лабаганское, Южно-Торавейское, Северо-Гуляевское, Приразломное, Штокмановское и др.). Как правило, эти открытия имели эпизодический характер и в континентальной части являлись попутными.
Поэтому, для планомерного освоения надкарбонатного терригенного комплекса требуется выработка научного подхода по прогнозированию нефтегазоносности и выбора наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ на базе исследований условий формирования и закономерностей размещения нефтегазоперспективных ловушек различного генезиса. Научные исследования в данной работе, направленные на изучение условий образования и закономерностей размещения ловушек и залежей в пермском терригенном комплексе, позволят использовать их при прогнозе перспективных объектов в сходных по условиям формирования триасовом и юрском терригенном комплексах.
Цель исследований – исследование условий формирования и закономерностей размещения нефтегазоперспективных ловушек в терригенных отложениях пермского возраста в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции.
Задачи исследований:
-
разработка тектоно-фациально-динамической методики прогнозирования нефтегазоперспективных ловушек;
-
исследование условий формирования нефтегазоперспективных ловушек в терригенных отложениях пермского возраста;
-
выявление особенностей тектоно-динамического развития территории;
-
выделение этапов и динамических зон осадконакопления;
-
определение подэтапов формирования нефтегазоперспективных ловушек;
-
разработка поисковой морфогенетической классификации ловушек с отображением их в волновом поле;
-
выявление закономерностей размещения нефтегазоперспективных ловушек в терригенных отложениях пермского возраста;
-
оценка перспектив нефтегазоносности исследуемых территорий на основе моделей прогрева зон концентрации ловушек.
Научная новизна. 1. Разработана комплексная методика прогнозирования
нефтегазоносности пермских терригенных отложений. 2. Впервые выделены на основе
системного анализа терригенных отложений пермского возраста фациально-динамические зоны
активности и фациально-динамические зоны стабильности. 3. Сформулировано общее понятие
тектоно-фациально-динамической зоны и впервые даны определения фациально-динамической
зоне активности и фациально-динамической зоне стабильности. 4. Выделены подэтапы
формирования ловушек приуроченные к тектоно-фациально-динамическим зонам.
5. Разработана поисковая морфогенетическая классификация ловушек с отображением их в волновом поле и конкретными примерами залежей УВ. 6. Выделены зоны концентрации нефтегазоперспективных ловушек различного генезиса. 7. Впервые построены модели прогрева Коротаихинской впадины, северной части вала Сорокина, северной части Колвинского мегавала.
Фактический материал. Исходными данными для написания работы послужили фондовые материалы ОАО «Севергеофизика», ООО «ТП НИЦ», АО «ВНИГРИ», ОАО «Ухтанефтегазгеология», Института геологии Коми НЦ УРО РАН, в том числе данные ГИС, керн, описания керна, геологические и сейсмогеологические профили, сейсмические разрезы на бумажном носителе и в формате SEGY, структурные карты по отражающим горизонтам, кровли и подошвы изучаемых отложений, карты их мощностей. Выводы
диссертационной работы базируются на комплексных исследованиях геолого-геофизического материала с применением новейших научных достижений в геологии нефти и газа.
Личный вклад. Автором лично за период с 2011 по 2018 гг. проанализированы геолого-геофизические данные по 47 скважинам, вскрывшим терригенные отложения пермского возраста (ГИС, керн, результаты опробования, литологические, фациальные и петрофизические определения). Проведена сейсмостратиграфическая интерпретация 1500 пог. км сейсмопрофилей МОГТ-2D. Выполнены корреляционные схемы, построены палеотектонические профили, карты-схемы литофациальной зональности терригенных отложений пермского возраста. Составлена схема размещения ловушек в тектоно-фациально-динамических зонах. Разработана поисковая морфогенетическая классификация ловушек. Построены модели прогрева недр западного борта Коротаихинской впадины, северных частей вала Сорокина и Колвинского мегавала.
Теоретическая и практическая значимость работы. Разработанная комплексная методика тектоно-фациально-динамического прогнозирования ловушек даёт основание пересмотреть перспективы нефтегазоносности и оценку прогнозных ресурсов углеводородов в малоизученном, но высокоперспективном нижне-верхнепермском НГК, определить направления поисков и рациональный комплекс геологоразведочных работ в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции, включая арктический шельф.
Защищаемые положения:
1) Разработана модель формирования и строения терригенного комплекса пермского
возраста на основе построения стратиграфической и корреляционных схем, палеореконструкции
условий осадконакопления, карт литофациальной зональности артинских, кунгурских, уфимских
и казанско-северодвинских отложений с выделением тектоно-фациально-динамических зон и
этапов формирования ловушек в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции.
2) Разработана поисковая морфогенетическая классификация ловушек на основе
литолого-фациального анализа, интерпретации сейсмического материала и состоящая из
ранжированного описания морфогенетических, тектонических признаков и сейсмофациальных
образов для их прогнозирования и выявления на начальных стадиях геологоразведочных работ в
северо-восточной части Тимано-Печорской провинции.
3) Выделены зоны концентрации нефтегазоперспективных ловушек на основе
разработанной модели формирования и закономерностей размещения для прогноза
нефтегазоносности терригенных отложений пермского возраста в северо-восточной части
Тимано-Печорской провинции.
Апробация результатов исследований. Основные результаты работы были представлены на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений, высоковязких нефтей и битумов» (Ухта, 2014, 2015, 2016), на международном семинаре «Рассохинские чтения» (Ухта, 2015, 2016, 2017), на международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех» (Ухта, 2015, 2016), на международном форуме «Ломоносов» (Москва, 2015, 2016), на международной научно-практической конференции «Нефть и газ» (Москва, 2016), на всероссийском научно-практическом совещании «Минерально-сырьевые ресурсы арктических территорий Республики Коми и Ненецкого автономного округа» (Сыктывкар, 2015), 25-й научной конференции «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2016), международной научно-практической конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2017), на конкурс ПАО «ЛУКОЙЛ» на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов (Москва, 2017).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 научных работ, в том числе 3 научные статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.
Объем и структура работы. Диссертация объемом 189 страниц состоит из введения, 5 глав, заключения, содержит 60 рисунков, 9 таблиц. Список литературных источников включает 137 наименований.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Протерозойская группа – PR
Большеземельский мегаблок фундамента представлен метаморфизованными кристаллическими толщами. Вулканогенные и молассовые терригенные и туфо-терригенные толщи являются продуктами размыва и переотложения вулканогенных пород рифея и относятся исследователями к байкальскому фундаменту [9].
На северо-западе Печоро-Колвинского авлакогена, по представлениям Л.Т. Беляковой, Е.Г. Довжиковой, протерозойские отложения имеют двухъярусное строение. Нижний ярус представлен дислоцированными вулканогенными породами (возейская свита), верхний молассовый – терригенными и туфо-терригенными толщами (сандивейская свита).
Наиболее полный разрез вулканогенной толщи (338 м) вскрыт скважиной 1-Южно-Сенгейская. Здесь описаны базальты, сменяющиеся в верхней части туфами базальтового состава, а затем и более кислыми агломератовыми туфами.
В непосредственной близости от тектонических нарушений системы разломов пробурены скважины 50-Западно-Хыльчуюская, 51, 63-Возейские, 1, 2-Кывтанские, 26-Восточно-Харьягинская, 90, 97-Возейские, 201, 203, 205-Верхневозейские, 7-Северо-Мастерьельская.
В скважине 51-Возей породы представлены кварцевыми порфиритами и альбитофирами с прослоями туфов. В скважине 63-Возей эффузивная толща состоит из переслаивающихся красных, сургучно-красных, розовых и зеленоватых риолитов и темно-малиновых фельзитов. В верхней части разреза залегают брекчии, состоящие из обломков кислых эффузивов, зерен кварца и полевого шпата.
В верхней части разреза доордовикских отложений Большеземельского свода Л.Т. Беляковой выделяется молассовая формация (сандивейская свита), представленная красноцветными и сероцветными ритмично-слоистыми терригенными и туфо-терригенными отложениями, образовавшимися за счет размыва вулканогенных пород и метаморфических сланцев. В скважине 4-Сандивей под отложениями ордовика залегает туфогенно-обломочная толща туфоалевролитов и полимиктовых песчаников серо-зеленого и малинового цвета с прослоями (до 0,2 м) пепловых туфов кислого состава.
В скважинах 202, 203-Верхневозейские наблюдаются песчаники красно-коричневые и серые, грубозернистые и гравелитистые, полимиктовые с прослоями сланцев. В скважинах 1, 10-Баганские, 97-Возейская вскрыты малиново-серые гематитовые сланцы.
Палеозойская группа – PZ
Отложения палеозоя залегают на породах гетерогенного фундамента рифей-вендского возраста. Палеозойская группа представлена ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной и пермской системами.
Ордовикская система – O Нижний отдел – O1
Нижнеордовикские отложения трансгрессивно залегают на породах фундамента. Полная мощность этих отложений ( 160 м) вскрыта в Хорейверской впадине скважиной 22-Среднемакарихинская.
Породы раннеордовикского возраста сложены пестроцветной толщей, сложенной чередованием песчаников, алевролитов, ожелезненных, слюдистых, кварцевых, неравномерно глинистых и слюдистых аргиллитов.
В Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоне и в Коротаихинской впадине эти отложения бурением не вскрыты.
Средний и верхний отделы – O2-3
В разрезах западного склона Урала среднему и верхнему отделам соответствует устьпальникская, пальникшорская, зыбская, малотавротинская, яптикшорская свиты (рис. 4). Рисунок 4 – Стратиграфическая схема нижнепалеозойского комплекса Тимано-Печорской провинции (А.В. Мартынов, С.В. Мельников, 1997 г.)
Полные разрезы средне- и верхнеордовикских отложений вскрыты бурением лишь в Хорейверской впадине, в пределах гряды Чернышева и обнажены в Уральской и Пай-Хойской складчатых зонах [125]. Предполагается распространение этих отложений в Печоро-Колвинском авлакогене, в Косью-Роговской и Коротаихинской впадинах.
Маломакарихинская свита залегает со стратиграфическим перерывом на нижнем ордовике или непосредственно на докембрийских толщах. В основании свиты залегает пачка серых и пестроцветных аргиллитов, доломитов с песчано-алевритовой примесью. Вышележащая часть свиты представлена серыми глинисто-доломитовыми породами, а в кровле встречаются пласты вторичных доломитов с остатками морской фауны. Мощность маломакарихинской свиты в Хорейверской впадине изменяется от 30 до 115 м.
В Варандей-Адзьвинской структурной зоне средне-верхнеордовикские отложения бурением не вскрыты. По сейсмическим данным их общая мощность достигает здесь 400-1200 м.
В восточных районах – гряда Чернышева, Косью-Роговская впадина, Воркутское поднятие, Кочмесская и Ярвожская площади – в интервале мукерской и хорейверской свит вскрыта каменная соль. Ее распространение в этих районах определено и по геофизическим данным. Кроме того, предполагается распространение соленосных толщ в Коротаихинской впадине и внутри Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны [13, 26]. Мощности карбонатно-сульфатно-соленосных толщ до 800 м.
В разрезах западного склона Урала интервалу мукерской и хорейверской свит соответствуют тонкослоистые доломитовые отложения малотавротинской свиты (до 500 м), а мощные брекчии образовались, вероятно, за счет растворения солей.
Силурийская система – S
Силурийская система представлена нижним и верхним отделами. Отложения развиты повсеместно в пределах исследуемых территорий.
Нижний и верхний отделы – S1-2
Верхняя часть нижнего отдела вскрыта в объеме седьельского горизонта на Командиршорской и Верхнелайской площадях. Предполагается, что строение и состав нижележащих толщ нижнего силура здесь сходны с разрезами в соседних районах Хорейверской впадины. Общая мощность нижнего силура составляет 500-600 м.
В Печоро-Колвинском авлакогене верхний отдел вскрыт несколькими скважинами, но наиболее полно охарактеризован по сверхглубокой скважине Колвинская-1 (Харьягинская площадь, Колвинский мегавал). Для разрезов верхнего силура характерно тонкое ритмичное переслаивание карбонатных и глинисто-карбонатных пластов. Глинистые пласты немногочисленны, как и мощные пласты и пачки безглинистых известняков, доломитизированных известняков, доломитов. Большие мощности разрезов по скважине Колвинской-1 (гердьюский горизонт – до 420 м, гребенской – до 500 м) указывают на значительные скорости тектонических прогибаний. При этом, временами устанавливался режим некомпенсированных впадин. Тонкая слоистость, темная окраска пород верхнего отдела, вскрытых бурением на Усинской площади (скв. 37), похожи на признаки сравнительно глубоководных отложений.
В Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоне мощности увеличиваются: нижнего силура до 1200 м, верхнего силура до 800 м. Полные разрезы бурением не вскрыты. Наиболее древние горизонты вскрыты бурением на Лабаганской, Северо-Сарембойской, Хасырейской и других площадях.
В разрезах Коротаихинской впадины, на западных склонах Урала и Пай-Хоя карбонатные толщи нижнего силура сложены преимущественно вторичными доломитами, образовавшимися по известнякам, накапливавшимися в мелководной зоне шельфа. С приближением к Уралу породы становятся богаче остатками организмов, а в низах седьельского горизонта увеличиваются количество и размеры строматопорово-водорослевых биостромов. В верхнем силуре восточных районов по направлению с севера на юго-восток уменьшается содержание глинистой примеси в карбонатах, увеличивается количество органогенных пород. Общая мощность верхнего силура 500-1000 м.
Особенности тектоно-динамического развития северо-восточной части Тимано-Печорской провинции
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция имеет сложное гетерогенное строение. В тектоническом отношении Тимано-Печорская провинция прошла четыре этапа развития: байкальский (PR), каледонский (O-D1), герцинский (D2) и альпийский (J-K). На каледонском и герцинском этапах были сформированы крупные геотектонические блоки, которые по древним глубинным разломам, проходили стадии тектоно-геодинамической эволюции (рифтовые системы, авлакогены). Это Печоро-Колвинский, Предуральский мобильные блоки и стабильный Большеземельский блок.
Изучением тектонического развития Тимано-Печорской провинции занимались многие исследователи – В.А. Дедеев [30], В.И. Богацкий [11, 80, 81], Н.Г. Берлянд [10], Л.З. Аминов [2], Н.А. Малышев [59, 122], Н.И. Тимонин [97, 98], В.Б. Ростовщиков [64, 65, 131], З.И. Цзю, Г.Д. Удот [99], Б.П. Богданов [13, 14], В.В. Юдин [108, 109] и др. Стратиграфию, литолого-фациальное строение терригенной толщи пермского возраста изучали А.А. Чернов, К.Г. Войновский-Кригер, Г.М. Ярославцев, Ф.И. Енцова, Л.Л. Хайцер, Е.О. Малышева [56, 57, 58, 78, 123], А.И. Елисеев [35], С.К. Пухонто [84], М.В. Коновалова [48, 49], Н.И. Никонов [89, 125, 126] и др. [36, 38, 40, 69]. Разрез обнажений кунгурско-верхнепермских отложений по р. Адзьве, типовой для северной части Предуральского прогиба изучали: А.А. Чернов (1929), О.П. Эйнор, Л.Л. Хайцер (1962), В.И. Чалышев (1968) [102]. Основополагателями системного анализа осадочных толщ и других методов стали Н.М. Страхов [90, 91, 92], В.Н. Шванов, А.В. Македонов [123], А.Н. Дмитриевский [31], Ю.А. Волож [33], В.Ю. Керимов [44], Н.П. Херасков, Н.С. Шатский, Н.Б. Вассоевич, В.В. Меннер, С.Б. Шишлов [105]. В исследованиях, проведенных вышеперечисленными учёными-геологами, рассматривается история развития северо-восточной части Тимано-Печорской провинции под влиянием Уральского и Пай-Хойского орогенеза; литолого фациальные особенности строения пермских терригенных отложений, зафиксировавшие условия осадконакопления присущие только для исследуемых областей в период герцинского этапа тектогенеза. Образование конкретных условий осадконакопления различается по принадлежности к тектоно-динамической обстановке, в которых накапливающиеся толщи отложений слагаются разновозрастными ассоциациями геологических тел.
Известны многочисленные труды связанные с уровенной организацией геологических тел. А.Н. Дмитриевским [33] был разработан системно литологический анализ осадочных толщ, в основу которого входят фациальный и формационный анализы. В отношении формационного анализа А.Н. Дмитриевский в своей работе показывает, что можно унифицировать различные взгляды на выделение и отнесение определенных признаков пород к формациям и выделяет объекты (рис. 7), которые впоследствии группируются в две ветви – литолого-генетическую и нефтегазовую. Как видно из представленного рисунка, осадочную формацию образует иерархичная система, которая формируется с момента наступления региональных структурно-тектонических перестроек. Формация, относимая к определённому геотектоническому циклу, определяется как устойчивая ассоциация горных пород, повторяющаяся в пространстве и времени.
Таким образом, в пермское время в результате процессов орогенеза на Урале появился новый палеобассейн, продолжительность существования которого определялась тектоническими движениями разного ранга, вызывавшими колебания уровня моря и, вместе с тем, изменения скоростей погружения и воздымания, скоростей осадконакопления в пределах северо-восточной части Тимано-Печорской провинции. Исследования на основе системного бассейнового анализа [31, 32] позволили выяснить историю развития и условия осадконакопления в пермское время в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции.
Стадийность развития северо-восточной части Тимано-Печорской провинции рассматривается с позиций формационного и секвенс стратиграфического методов [19, 42, 43, 124].
В секвенс-стратиграфии рассматривается геометрия накопившихся пластов в зависимости от тектонических движений и изменения уровня моря с использованием данных сейсморазведки, стратиграфических и литолого-фациальных исследований. Продолжительность формирования одной секвенции определяют по наличию согласной последовательности генетически связанных слоев, ограниченной и в кровле, и в подошве несогласиями и коррелируемыми с ними согласными поверхностями [58].
Анализ геолого-геофизических материалов по северо-восточной части Тимано-Печорской провинции показал, что для каждой глобальной структурно-тектонической перестройки существовали свои темпы погружения и воздымания в различных тектонических зонах, скорости осадконакопления, фациальное разнообразие отложений [91, 92, 121]. Исходя из вышесказанного, для Тимано-Печорской провинции комплекс осадочных тел каледонской эпохи объединяется в ордовикско-нижнедевонский структурный этаж; герцинской эпохи, в среднедевонско-триасовый структурный этаж и альпийской эпохи в мезокайнозойский структурный этаж. В составе структурных этажей, по угловым и стратиграфическим несогласиям выделяют секвенции [12].
В составе ордовикско-нижнедевонского структурного этажа выделяется нижнеордовикская и среднеордовикско-нижнедевонская секвенции. В составе среднедевонско-триасового структурного этажа выделяется среднедевонско-турнейская, визейско-серпуховская, средне-верхнекаменноугольная, пермская и триасовая секвенции. В составе мезо-кайнозойского структурного этажа выделяется юрская и меловая секвенции.
Ордовикско-нижнедевонский структурный этаж. Нижнеордовикская и среднеордовикско-нижнедевонская секвенции.
Ордовикско-нижнедевонский структурный этаж был сформирован в каледонскую фазу тектогенеза. В это время преобладали процессы рифтогенеза. На временном разрезе по профилю 15-РС присутствуют мощные толщи среднеордовикско-нижнедевонских отложений в пределах Колвинского мегавала и Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны. Ордовикско-силурийские и нижнедевонские отложения в Коротаихинской впадине представлены мощной толщей соленосных и карбонатных пород.
Ордовикские отложения, слагающие низы палеозойского комплекса, на исследуемых территориях севера Колвинского мегавала, Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны скважинами не вскрыты. Кровля отложений идентифицируется с отражающим горизонтом (ОГ) V, залегающим на глубинах 6-8 км.
В северных частях Колвинского мегавала, Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны и Коротаихинской впадине привязка горизонта условная. Нижнюю часть ордовикских отложений коррелировать на имеющихся временных разрезах не представляется возможным ввиду неудовлетворительной волновой характеристики. Граница верхней части ордовикских отложений в зоне сочленения Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (рис. 8) контролируется ОГ IV-V.
Условия и этапы формирования ловушек в пермских терригенных отложениях в северовосточной части Тимано-Печорской провинции
Коротаихинская впадина. Анализ геолого-геофизической информации по разрезу, в котором развит проградационный комплекс, позволил выяснить условия формирования и разработать поисковые критерии.
На Восточно-Талотинской площади в центральной части одной из клиноформ, образованной ОГ Р-XIV и P-XIII, пробурена скважина 2-Западно-Коротаихинская. В пределах этой клиноформы в скважине отмечается наличие пластов песчаника небольшой мощности (интервал 2369,3-2376,4 м), насыщенных по редким порам битумоподобной вязкой нефтью [46] (таблица 4).
Складывающаяся на основе анализа геолого-геофизического материала седиментационная модель, на примере объектов между ОГ PXI – PXII, PXII-PXIII, PXIII-PIV, отражает этапность формирования предполагаемых ловушек углеводородов.
На формирование клиноформных тел влияли два фактора – регрессия морского бассейна и тектонические движения. В седиментационной модели главными факторами, способствующими осадконакоплению являются: постоянный уровень моря и преобладающие силы речного потока над прибрежно-морскими течениями, перераспределяющими поступающий материал в седиментационные зоны [28] (рис. 42).
Необходимо также учесть схематическую модель формирования дельт [16, 27, 47, 55, 83] (рис. 39), где показано, что скорость водного потока реки изменяется при слиянии с морем и обломочный материал осаждается, заполняя аккомодационное пространство, до водного зеркала. Продолжая течь по сформированной линзе, ее поверхность выходит выше уровня воды и покрывается наземными, преимущественно речными отложениями, а основная часть переносимого рекой обломочного материала отлагается на обращенном к морю склоне образованной ранее линзы и прилегающей к ней части морского дна. В итоге море в районе устья мелеет, а затем и отступает.
Известно, что в Западно-Сибирском седиментационном бассейне, на значительных площадях в неокомское время формировались похожие по форме тела, но формирование таких тел происходило в трансгрессивно-регрессивный цикл [6, 37]. Осадконакопление здесь связано напрямую с колебаниями уровня моря и, поэтому, исследователи рассматривают накопленные отложения, как секвенс первого типа (цикл 3-го порядка) [67]. На временных разрезах, где присутствуют клиноформно построенные толщи выделяют три зоны: шельфовую (ундаформу), склон (клиноформу) и глубоководную зону (фондоформу). На временных разрезах отмечены реперные маркирующие горизонты, ограничивающие эти зоны (рис. 40).
Их волновое строение представлено сложной, дифференцированной записью, которая отражает литологическое строение и характер седиментации, отождествляемой с бурной деятельностью рек. Месторождения выявленные в пределах Западно-Сибирского бассейна в неокомских клиноформах известны на Уренгойской, Тазовской, Самотлорской. площадях.
В книге Закревского К.Е., Нассоновой Н.В. (рис. 41) и научной статье [72] представлены геологические модели и сейсмические образы ловушек.
Исходя из всего вышесказанного предлагается геолого-геофизическая модель формирования клиноформ.
Под действием гравитационных сил, влекомый рекой материал, осаждаясь на границе река-море, перераспределялся облекая первичную бровку и формируя песчаные «промытые пласты»; далее материал по склону уносился в более глубоководную часть. За это время образовывались, в зависимости от форм надводного и подводного рельефа, пачки песчаных пластов, разделенные глинами и глинистыми алевролитами. По мере заполнения глинисто-песчаными отложениями седиментационного пространства до водного зеркала, движимая река перекрывала шельфовые пески циклом неморских [28] осадков (рис. 42). Это подтверждается сложным дифференцированным рисунком записи, где зафиксировано начало сигмовидной записи на профиле 20186-17.
Рассматриваемые нами клиноформные тела между ОГ PXI – PXII, PXII-PXIII, PXIII-PIV имеют уже отдельную специфику формирования в отличие от первичных клиноформенных тел.
Восточно-Талотинского участка и прилегающей территории Коротаихинской впадины, масштаб 1:100 000 (составили В.Б. Ростовщиков, И.В. Колоколова, 2012)
На временном разрезе видно (рис. 43), что каждое сигмовидное тело налегает на другое. Границы с ОГ PXI-PXII динамически выражены, внутри присутствуют сейсмические образы сейсмофаций песчаных тел. Анализ сейсмических образов позволил наметить четыре типа возможных литологически ограниченных ловушек, две из которых расположены в ундаформенной зоне, третья в склоновой части и четвертая в фондоформной зоне. Анализ приведенной и других моделей осадконакопления, позволил выделить этапность их появления (рис. 44, 45).
Перспективы нефтегазоносности
Согласно определению Н.Б. Вассоевича [18]: «Нефть представляет собой аккумуляцию широко распространенных в стратисфере и первоначально рассеянных в осадочных горных породах жидких (в основном) гидрофобных продуктов фоссилизации органического вещества, возникавших и изменявшихся на разных стадиях литогенеза, преимущественно на стадиях катагенеза».
Существует метод раздельного прогнозирования нефтегазоносности, общие положения которого описаны в совместных трудах Н.Б. Вассоевича, И.В. Высоцкого, Б.А. Соколова, где рассматриваются генетические связи между тектоническими движениями, циклами нефтегазообразования и миграцией углеводородов. Адаптацией метода раздельного прогнозирования в Тимано-Печорской провинции занимались А.И. Дьяконов совместно с Ю.К. Бурлиным и Б.А. Соколовым [34]. В основе метода лежит анализ амплитуды прогибания, скоростей накопления осадков в седиментационном бассейне, периодичность и цикличность в осадконакоплении, перерывов и несогласий, динамики формирования структур (времени заложения, скоростей роста локальных структур и соотношения структурных планов).
Современную концепцию глобальной эволюции Земли, геодинамические подходы к нефтегазообразованию раскрывает в научных публикациях В.П. Гаврилов [20, 21]. Согласно представлениям В.П. Гаврилова, главным критерием нефтегазообразования является достаточная прогретость недр. Это происходит в условиях активных геодинамических процессов, где степень прогрева отложений с тем или иным типом органического вещества зависит от достаточного для образования УВ теплового потока из различных тектонических зон. Существует зависимость в том, что отложения с определённой концентрацией ОВ даже на стадии диагенеза прогреваясь, могут образовывать капельно-жидкую нефть [20]. Для построения моделей прогрева в различных тектонических зонах использованы сводные литолого-стратиграфические разрезы, расчетным путем определена температура прогрева пород (максимальное произведение величины погружения отложений на палеотермоградиент) и величина теплового потока. Палеотермоградиент для Коротаихинской впадины по данным ВНИГРИ – 40С/100 м. Для всей Тимано-Печорской провинции по Т.К. Баженовой [79, 53] – 50С/100 м. Катагенетическая стадийность нефтегазообразования принята по данным С.А. Данилевского [29], ИГ Коми НЦ УрО РАН.
Исходным материалом для выполнения расчета теплового потока является геолого-геофизический разрез по региональному профилю 15-РС. На разрезе выделены тектонические границы блоков и слоев земной коры, определена их средняя плотность. Первый блок – Колвинский мегавал (12 слоев), второй блок – Варандей-Адзьвинская структурно-тектоническая зона (12 слоев), третий блок – Коротаихинская впадина (6 слоев).
В первую очередь, на разрезе были проведены границы тектонических блоков и слоев земной коры в каждом блоке. Наклонные границы слоев заменялись горизонтальными линиями. Затем с разреза снимались координаты вертикальных граней блоков X1 и X2, и глубины верхней и нижней границы каждого слоя – Н1 и Н2. Параметры блоков и результаты вычислений записывались в виде таблицы 7.
Прибавив к vk)t мантийную составляющую qM, получим окончательное значение теплового потока gп, i-oro блока (таблица 7). Под материками мантийная составляющая qM не превышает 20 мВт/м2
Рассматриваемые области относятся к Варандей-Адзьвинскому, Северо-Колвинскому и Баренцевоморскому очагам генерации, которые относятся к Печоро-Усинскому ареалу углеводородонакопления [23]. Краткая характеристика очагов генерации показана в таблице 8.
Рифтогенная модель нефтегазообразования.
Печоро-Колвинский авлакоген по фундаменту представляет собой прогиб разбитый серией разломов на ряд ступенчатых блоков наклоненных к северу. В среднедевонское время ступенчатые блоки выдавливались вверх формируя крупные валы ограниченные крупными разломами. Суть рифтогенной модели заключается в том, что в результате попадания в центральные части Печоро-Колвинского авлакогена нефтегазоматеринских пород (НГМП) ордовикско-нижнедевонского, средневонско-нижнефранского, доманикового возраста в зону теплового потока, происходит генерация углеводородов, которые после уплотнения и разогрева отложений мигрируют вверх по тектоническим нарушениям. При этом, тектонические нарушения играли существенную роль, как в формировании ловушек, так и процессе заполнений этих ловушек эпигенетической нефтью.
Северо-Колвинский очаг генерации расположен в пределах северной части Печоро-Колвинского авлакогена. Нефтегазоматеринские толщи связаны с отложениями силурийско-нижнедевонского, среднедевонско-нижнефранского, доманиково-турнейского комплекса на юге очага, нижнепермского терригенного комплекса – в крайних северных районах. Схожими условиями нефтегазообразования обладал Варандей-Адзьвинский очаг генерации. После миграции эпигенетичной нефти по разломам были заполнены ловушки пермского и триасового возрастов в пределах северной части вала Сорокина. На этой территории формирование залежей тяжелых нефтей происходило в активной палеотектонической ситуации, оказывающей влияние на формирование и эволюцию уже сформированных залежей. Тектонические нарушения разного ранга и возраста оказывали значительное влияние на герметичность покрышек, уменьшая их качество и способствуя дегазации первоначальной нефти, ее окислению и превращению в тяжелую нефть. Большую роль в этом процессе играют перерывы в осадконакоплении. Чем более глубокий размыв, тем более деструктивное влияние он оказывал на физико-химические свойства нефтей в залежах. Существует прямая зависимость между продолжительностью характеристиками тяжелых нефтей в стратиграфического перерыва и рассматриваемых залежах [63].
Построенные модели прогрева северных частей Колвинского мегавала и вала Сорокина отражает сущность рифтогенной модели нефтегазообразования.
Модель прогрева северной части Колвинского мегавала (рис. 54) Осадки доманиково-турнейского и среднедевонско-нижнефранского комплексов характеризуются гумусово-сапропелевым типом ОВ. Осадки ордовикско-нижнедевонского комплекса характеризуются сапропелевым типом ОВ. НГМП доманиково-турнейского и среднедевонско-нижнефранского комплексов при глубине погружения 2,7-3,3 и 4,4 км достигают на уровне катагенеза МК3-МК4 условий главной зоны нефтеобразования (ГЗН). НГМП ордовикско-нижнедевонского комплекса при уровне погружения 6,1-8 км достигают на уровне МК4-АК условий ГЗН.