Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ 8
1.1. Состояние исследований карбонатных отложений 8
1.2. Геолого-геофизическая изученность территории 10
ГЛАВА И. КРАТКИЙ ОЧЕРК ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ХОРЕЙВЕРСКОЙ ВПАДИНЫ 17
2.1. Современное тектоническое районирование территории 17
2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений осадочного чехла 23
2.3. Нефтегазоносность 36
ГЛАВА III. СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКИЕ И ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНОГЕННЫХ ПОСТРОЕК 48
3.1. Методы исследований и обработки материала 48
3.2. Терминология и классификация органогенных образований 56
3.3. Генетическая типизация отложений и условия их образования 62
3.4. Модели седиментации отложений 164
ГЛАВА IV. ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ В ПРОДУКТИВНЫХ РИФОГЕННЫХ РЕЗЕРВУАРАХ 202
4.1. Оценка коллекторского потенциала различных типов отложений 202
4.2. Зависимость коллекторских и экранирующих свойств карбонатных отложений от условий формирования и вторичных преобразований 211
4.3. Седиментационно-емкостные модели разновозрастных резервуаров 216
ГЛАВА V. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗВИТИЯ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОРГАНОГЕННЫХ ПОСТРОЕК 221
5.1. Общие условия формирования палеозойских органогенных построек 221
5.2. Генетические, палеонтологические и емкостные различия разновозрастных построек 228
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 234
ЛИТЕРАТУРА 237
- Геолого-геофизическая изученность территории
- Нефтегазоносность
- Генетическая типизация отложений и условия их образования
Введение к работе
Актуальность исследований. Территория Хорейверской впадины (ХВ) является крупнейшим районом добычи нефти Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Карбонатные нефтегазоносные комплексы ХВ определяют ее промышленную нефтегазоносность и распределение перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов. Широкий стратиграфический диапазон развития органогенных построек на юге ХВ, с которыми связаны промышленные залежи нефти, определяет актуальность настоящего исследования. На современном этапе одним из главных направлений повышения эффективности геологоразведочных работ является уточнение критериев зонального и особенно локального прогнозов нефтегазоносности. Отрицательным фактором является порой неоднозначная интерпретация геологических данных в связи со сложными фациальными взаимоотношениями отложений. Выяснение закономерностей формирования палеозойских органогенных построек и прогноз распределения в них зон коллекторов, проведенный на основе седиментационно-емкостного моделирования, соответствует современным направлениям геологоразведочных работ на данной территории.
Палеозойская часть разреза осадочного чехла Хорейверской впадины имеет сложное строение. Залежи характеризуются разными по генезису коллекторами и покрышками и, соответственно, особенными условиями распространения коллекторов внутри резервуаров, различным нефтенасыщением пластов и зон, неясным положением водо-нефтяных контактов. В связи с этим существует ряд разноречивых мнений по поводу генезиса продуктивных отложений, что подчеркивает актуальность проведенных исследований. Более того, до сих пор остаются не совсем ясными морфогенетические типы ранее установленных на южной территории ХВ палеозойских органогенных построек. Здесь необходима генетическая типизация образований, слагающих карбонатные массивы, которая ведет к уточнению внутреннего строения рифогенных резервуаров.
В последнее время благодаря проведению трехмерной сейсморазведки и использованию новейших обрабатывающих программных комплексов, на данной территории активизировались исследования ранее выявленных месторождений
углеводородов. Возникли благоприятные условия для более качественных исследований залежей.
Цели и задачи исследований. Целью настоящего исследования является установление литологических и седиментологических условий формирования палеозойских (раннесилурийских, позднедевонских и позднекаменноугольно-раннепермских) органогенных построек, выяснение закономерностей их развития и формирования коллекторов в продуктивных органогенных резервуарах. Для достижения намеченной цели были решены следующие задачи: проведена генетическая типизация пород; выявлены литологические и генетические особенности, позволяющие определить условия седиментации отложений каждого типа; созданы модели седиментации отложений; изучена цикличность осадконакопления; оценен коллекторский потенциал преимущественно карбонатных комплексов палеозоя; установлены зависимости коллекторских и экранирующих свойств карбонатных отложений от условий седиментации и вторичных преобразований; для разновозрастных залежей построены седиментационно-емкостные модели; выяснены общие условия формирования органогенных построек на протяжении палеозоя, а также установлены их палеонтологические, генетические и емкостные различия.
Научная новизна.
Впервые для южной части Хорейверской впадины на единой методической основе проведена генетическая типизация разновозрастных карбонатных отложений.
Проведены детальные литолого-седиментологические исследования, позволившие разработать модели седиментации и реконструировать палеогеографию района исследований в отдельные временные отрезки палеозоя.
Впервые для данной территории с единых позиций рассмотрено развитие органогенных построек столь широкого стратиграфического диапазона.
Обоснована биогермная природа выделенных в исследуемом районе органогенных построек силурийского возраста, ранее отождествляемых с телами пластовой формы - биостромами и водорослевыми матами.
Прослежена эволюция биогермообразования на протяжении палеозойской эры, в частности выяснены факторы, обеспечившие образование и развитие построек, установлены причины их отмирания и разрушения.
Практическая значимость. Построенные седиментационно-емкостные модели залежей являются прямыми рекомендациями по доразведке и разработке залежей. Прогнозируемые объекты в составе доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса могут стать основой для постановки первоочередных задач геологоразведочных работ на нефть и газ. Работа проводилась в рамках хоздоговорных тем: «Выделение поисковых объектов в пределах Веякской, Сандивейской и Баганской карбонатных банок», «Переработка и переинтерпретация сеисморазведочных материалов на территории юго-восточной части Хореиверской впадины».
Апробация работы. Результаты исследований автора представлялись на региональных, всероссийских и международных конференциях и совещаниях. Основные положения работы докладывались на Втором Всероссийском литологическом совещании и Восьмом Всероссийском симпозиуме по ископаемым кораллам и рифам «Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений» (Сыктывкар, 2001 г.), на XI и XIII конференциях Института геологии Коми НЦ УрО РАН «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2002 г, 2004 г.), на международном симпозиуме «Геология девонской системы» (Сыктывкар, 2002 г.), на XIV геологическом съезде Республики Коми (Сыктывкар, 2004 г.).
Основные положения диссертации изложены в девяти опубликованных работах и четырех отчетах по хоздоговорным темам.
Фактический материал. Диссертационная работа написана по результатам семилетней работы автора (1998-2005 гг.) в отделе геологии горючих ископаемых Института геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН (г. Сыктывкар). При работе по 18 скважинам южной части Хореиверской впадины было изучено более 1500 петрографических шлифов. Использованы описания образцов керна и уточненные данные стратиграфических разбивок, предоставленные сотрудниками ТП НИЦ (г. Ухта). Кроме того, в течение нескольких полевых сезонов (1998-2000 гг.) исследовались верхнедевонские рифы Южного Тимана в естественных обнажениях и искусственных выработках, позволившие достаточно подробно изучить как собственно биогермные породы, так и образования всего рифового комплекса. Для построения разрезов и их корреляции были использованы материалы
6 геофизических исследований скважин (ГИС) по 25 скважинам. При площадных построениях и составлении литолого-геофизических разрезов использовались структурные карты, данные испытаний скважин, сейсмоматериалы ООО «Геонис» (г. Ухта), ТП НИЦ и Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Для работ по изучению коллекторских свойств пород применялись как данные собственных петрографических исследований шлифов, так и результаты изучения фильтрационно-емкостных свойств по данным объединения «Ухтанефтегазгеология».
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 251 странице , включающих 105 рисунков, в том числе 59 фотографий шлифов. Список литературы включает 153 наименования.
Благодарности. Автор выражает глубокую признательность сотрудникам Института геологии Коми НЦ УрО РАН А.И.Антошкиной, В.В.Беляеву,
Н.В.Ильиной, Т.В.Майдль, Н.А.Малышеву, Б.А.Пименову, Ю.А.Ткачеву, В.С.Чупрову и Е.Л.Петренко (ТП НИЦ) за неоднократные консультации, весьма ценные советы и критические замечания. За любезно предоставленную возможность изучения шлифов автор признателен руководству Тимано-Печорского НИЦ в лице его бывшего директора В.И.Богацкого, зам. директора Н.И.Никонова и зав. отделом А.В.Мартынова; за уточненные данные и консультации по стратиграфии сотрудникам вышеупомянутого предприятия: М.Н.Москаленко, А.В.Дуркиной, Л.И.Мельниковой, Ю.А.Юдиной, а также Э.К.Сташковой (КамНИИКИГС, г. Пермь), за описание некоторых шлифов каменноугольно-пермских пород Л.В.Галкиной (ТП НИЦ). За плодотворное сотрудничество, постоянное обсуждение результатов в ходе работы автор искренне признателен сотрудникам 000 «Геонис» А.Л.Кокошко, Н.С.Борисову, О.И.Борисовой, Л.Ф.Померанцевой. За техническую помощь автор благодарит Д.В.Хипели, Б.А.Пименова, В.С.Чупрова, Г.М.Сачук, А.Д.Кочанова, В.А.Носкова, Д.А.Полецкого, а также С.Ю.Камзалакову (ГУ «ТФИ РК», г. Сыктывкар) и Е.А.Кудашкину (ТП НИЦ).
За постоянную поддержку автор выражает свою искреннюю благодарность директору Института геологии академику Н.П.Юшкину.
Особую благодарность хотелось бы выразить своим первым учителям: кандидату геол.-мин. наук А.А.Беляеву и доктору геол.-мин. наук Н.В.Беляевой,
постоянное внимание и помощь которых способствовали росту автора как специалиста.
Основные защищаемые положения:
1. На основе создания моделей седиментации карбонатных отложений
реконструирована палеогеография территории южной части Хорейверской впадины в
раннесилуриискую, позднедевонскую, позднекаменноугольную и раннепермскую
эпохи.
В разрезе средневеякской подсвиты нижнего силура Северо-Баганской площади выделяется органогенная постройка, палеоэкологические и морфогенетические особенности которой свидетельствуют об её биогермной природе. Диагностика постройки как холмообразного тела ведет к существенному уточнению внутреннего строения и морфологии природного резервуара.
Верхнедевонские отложения Южно-Баганской площади весьма перспективны на обнаружение новых ловушек углеводородов. Сходство условий образования позднедевонских органогенных сооружений Южно-Баганского подковообразного рифа позволяет предположить наличие органогенных построек задонского возраста, сформировавшихся над тыловыми частями франских биогермных массивов и выделить их в качестве новых поисковых объектов.
Геолого-геофизическая изученность территории
В изучении геологического строения и тектонического районирования территории Хорейверской впадины (рис. 1) большую роль сыграли геофизические исследования, которые начались во второй половине 50-х годов прошлого века (грави- и электроразведка).
К середине 80-х годов Хорейверская впадина отличалась крайне низкой изученностью как сейсморазведкой, так и бурением. Это было определено тем, что интенсивные поисковые работы начаты только в 1977 году (начало буровых работ в 1970 г.). Период интенсивного проведения геологоразведочных работ (1983-1991 гг.) позволил в значительной мере уточнить геологическое строение Хорейверской нефтегазоносной области и основательно расширить перспективы поисков новых месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции (Ростовщиков и др., 1987; Абрамичев, 2000 г.).
На данном этапе практически вся площадь Хорейверской впадины покрыта аэромагнитной и гравиметрической съемками разных масштабов, частично площадной и профильной электроразведкой; на всей территории выполнены сейсморазведочные работы МОВ, МОГТ, КМПВ с различной степенью детальности.
С 1961 года на площадях Болынеземельской тундры начали проводиться сейсморазведочные исследования. В результате этих работ был изучен характер залегания пермских, каменноугольных, девонских и силурийских отложений, выявлен ряд локальных структур в осадочном чехле, в том числе на территории юга Хорейверской впадины: Баганская, Сандивейская, Салюкинская, Макарихинская, Веякская.
Результаты аэромагнитных и гравиметрических исследований позволили дать некоторые заключения по геологическому строению региона в целом, выделить основные тектонические элементы и их связь с геофизическими полями.
Электроразведочные работы методами ТП, ТЗ и ТТ позволили получить некоторые представления о геоэлектрических свойствах разреза, выявить аномальные зоны или локальные аномалии, отображающие изменение глубин фундамента и опорных границ в толще осадочного чехла (Габлина и др., 1974 г.).
Баганское поднятие впервые выделено в 1966 году в результате сейсморазведочных работ МОВ Хатаягской сейсмопартией (с/п) 67/65-66. В 1970 г. крупная Баганская структура подготовлена и передана в глубокое бурение по отражающим горизонтам (ОГ) А (Р2) и 1-Й (Рікарб-) (Хатаяхская с/п 107/69-70), а в 1972 году структура подготовлена к бурению МОВ по горизонтам в отложениях карбона (горизонт II), девона - силура (горизонт III-IV) и по горизонту VI в основании осадочного чехла.
В дальнейшем, по результатам сейсморазведочных исследований методом ОВ в своде Баганской структуры была заложена и пробурена параметрическая скв. 1. При глубине забоя 4412 м, ею вскрыт и изучен разрез протерозойских, нижнесилурийских, верхнедевонских, каменноугольных, пермских, триасовых, меловых и четвертичных отложений. Залежей нефти и газа не выявлено.
Промышленная нефтеносность Хорейверской НГО установлена в 1971 году после открытия Салюкинского нефтяного месторождения с залежами в каменноугольно-пермских отложениях, затем в 1973 году - Макарихинского месторождения нефти с залежами в верхнем силуре. В 1981 г. получен промышленный приток нефти из силурийских отложений на Сандивейской площади.
В 1975 году Баганская структура была исключена из фонда подготовленных к глубокому бурению, так как последующие сейсморазведочные работы не подтвердили предыдущие структурные построения.
В 1981 году объединением «Ухтанефтегазгеология» принято решение о выходе поисковым бурением на Баганскую структуру. В пределах Баганского поднятия были продолжены сейсморазведочные исследования методом ОГТ. В результате этих исследований были выявлены Баганское, Южно-Баганское, Восточно-Баганское, Северо-Баганское, Воргаюское, Мичаельское, Хатаяхское, Западно-Хатаяхское, Сябушорское, Восточно-Возейское, Южно-Мичаельское и Яракутовожское локальные осложнения, из них подготовлены к глубокому поисковому бурению Баганская, Южно- и Северо-Баганская структуры.
В 1983 году Баганская структура введена в глубокое поисковое бурение. По материалам с/п № 10484 (Грицкевич и др., 1983 г., 1985 г.) подготовлены к глубокому бурению Южно-Баганская и Северо-Баганская структуры по отложениям перми-ордовика.
По материалам сейсморазведочных работ МОГТ, выполненных в 1977-1983 гг., в пределах поднятий (Сандивейского, Баганского, Веякского) были выявлены аномалии волнового поля, образующие протяженные зоны вдоль их склонов. Стратиграфическая приуроченность аномалий связывается с верхнедевонскими и на отдельных участках с силурийскими карбонатными отложениями. Геологическая природа таких аномалий интерпретируется как погребенные органогенные постройки. Этому предположению не противоречат материалы бурения на Сандивейской, Веякской (скв. 3, 40, 30 и др.) и Южно-Баганской площадях (скв. 4). Аномалии сейсмической записи сопровождались, как правило, появлением в разрезе отчетливо выраженных клиноформных отражений (Иванов и др., 1985 г.; Грицкевич и др., 1985 г.; Головань и др, 1987 г.).
В последующие годы детализационные сейсморазведочные работы в пределах Баганской группы поднятий произведены по усложненной методике. Уточнено строение Баганской, Южно-Баганской и Северо-Баганской структур, подтверждено существование поднятий по всем ОГ осадочного чехла и фундаменту (Грицкевич и др., 1986 г.).
Нефтегазоносность
К настоящему времени Хорейверская впадина занимает первое место по запасам нефти среди всех структурно-тектонических элементов Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.
На тектонической основе с учетом литофациальных, геолого-геохимических и других критериев, в пределах Хорейверской впадины выделяется одноименная нефтегазоносная область (НГО), которая, в свою очередь, разделена на два нефтегазоносных района (НГР) - Колвависовский (южная, центральная и восточная части НГО) и Чернореченский (северо-западная часть НГО) (рис. 2). На основании генетического единства процессов генерации, аккумуляции и консервации углеводородов и в соответствии с цикличностью седиментогенеза Тимано-Печорского НГБ на территории Хореверской впадины выделяется шесть региональных нефтегазоносных комплексов (НГК), в том или ином объеме представленные в разрезе: ордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский, верхневизейско-нижнепермский карбонатный, нижнепермский терригенно-карбонатно-галогенный, верхнепермский, мезозойский (Циклы седиментогенеза..., 1981). В трех последних комплексах на данный момент не обнаружено промышленных скоплений нефти и газа.
На всей территории Колвависовского НГР установлена промышленная нефтеносность в диапазоне от ордовикско-нижнедевонского до визейско-нижнепермского карбонатных НГК. Залежи нефти в отложениях нижнего силура -структурно-стратиграфического типа в пределах Большеземельского палеосвода и его обрамления (Верхневозейское, Баганское, Сандивейское и др.). В восточной части НГР установлены залежи, приуроченные к нижнедевонским, последовательно выклинивающимся пластам в сторону вала Сорокина (им. Р.Требса, им. А.Титова). В центральной части НГО выявлена крупная зона развития органогенных построек линейного типа позднего девона. В пределах зоны нефтенакопления (ЗНН) выявлены средние по размерам месторождения (Ардалинское, Западно-Хоседаюское, Северо-Хоседаюское, Тэдинское, Южно-Сюрхаратинское и др.). В южной части Колвависовского НГР также распространены органогенные постройки кольцевого типа позднедевонского возраста, к которым приурочены залежи нефти (Сандивейское, Южно-Баганское, Веякошорское, Южно-Веякское и др. месторождения). В юго-восточной части района выделяется Салюкинско-Макарихинская зона нефтенакопления с залежами в ордовикско-нижнедевонском и каменноугольно-нижнепермском НГК (Среднемакарихинское, Нижнемакарихинское, Салюкинское месторождения).
В пределах Чернореченского НГР только в последние годы был получен промышленный приток нефти из верхнедевонских карбонатных отложений (Табровояхинское месторождение).
Характеристика нефтегазоносности Хорейверской НГО по отдельным нефтегазоносным комплексам дана на основе работ, посвященных анализу изученности и нефтегазоносности ТПНГБ, базирующихся на комплексном обобщении геолого-геофизических материалов и данных глубокого бурения (Головань и др., 1983 г., 1985 г., 1987; Шафиев, 1987; Никонов, 1987 г., 1990 г., 1992 г.; Иванов и др., 1989 г.; Белякова и др., 1989 г.; Бирон и др., 1989 г., 1991 г.; Вокуев, 1999 г.; Нефтегазоносность..., 1999; Абрамичев, 2000 г.).
Ордовикско-нижнедевонский НГК в последние годы выдвинулся в число важнейших нефтеперспективных объектов. В нем заключено 19,2 % начальных суммарных ресурсов ТП НГБ и 19,3 % всех прогнозных ресурсов нефти (Методология..., 2000), причем по данным Абрамичева (2000 г.) основная часть их сосредоточена в пределах Хорейверской впадины (47%).
В районе Хорейверской впадины ордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный НГК выделяется в объеме верхней части среднего, верхнего ордовика, силура и нижнего девона. Мощность комплекса достигает наибольших значений на северо-западе территории. На юге Хорейверской впадины мощности сокращаются как вследствие конседиментационного их уменьшения в пределах Большеземельского палеосвода, так и из-за глубокого размыва в средне- и позднедевонское время (Меннер, 1989).
Коллекторы представлены преимущественно вторичными доломитами и известняками. В верхнем ордовике - это устьзыбский горизонт; в нижнем силуре джагальский, филиппъельский и седьельский горизонты; в верхнем силуре -гребенской; в нижнем девоне - овинпарминский и песчаники филиппчукского горизонта (наульская свита) (Абрамичев, 2000 г.).
В нижней части комплекса (ордовик), в котором установлена нефтегазоносность, присутствуют известняково-доломитовая, сульфатно-доломитовая и терригенно-сульфатно-карбонатная пачки общей толщиной 140-490 м. Наиболее емкие коллекторы устьзыбского горизонта порово-трещинного типа связаны с вторичными доломитами, развитыми по водорослево-детритовым известнякам баганской свиты по юго-восточной периферии Большеземельского палеосвода. Пористость доломитов 5-8 реже 11%, проницаемость 3-100 мД, средняя эффективная мощность по залежам 30,7 м (Среднемакарихинское месторождение). В северо-западном и западном направлениях карбонатная толща замещается на глинисто-карбонатную.
Покрышкой для коллекторов устьзыбского горизонта служат отложения малотавротинского горизонта, представленного сульфатно-карбонатной толщей. Удовлетворительными экранирующими свойствами характеризуются сульфатно-карбонатные (мукерская свита и ее аналоги) и глинисто-сульфатно-карбонатные (хорейверская свита и ее аналоги) отложения, которые сохраняют экранирующие возможности в южной части Хорейверской впадины, что доказывается наличием промышленных залежей на Среднемакарихинском месторождении и притоков нефти на Северо-Мастеръельской структуре (Абрамичев, 2000 г.).
Генетическая типизация отложений и условия их образования
Силурийские отложения Северо-Баганской и Баганской площадей В разрезах Северо-Баганской и Баганской площадей (рис. 8) вскрыты отложения венлокского и лландоверийского ярусов нижнего силура. Образования венлокского яруса в данных разрезах представлены породами веякской свиты. На Приполярном Урале ей соответствуют маршрутнинская и устьдурнаюская свиты (Антошкина, 1994). На территории ТПНГБ исследования по более дробному разделению седьельского горизонта не проводились, поэтому уральские подразделения здесь не приняты (Мельников, 1999). Веякская свита по литологическим и промыслово-геофизическим данным разбивается на три подсвиты: верхневеякскую, средневеякскую и нижневеякскую. Отложения верхневеякской подсвиты на рассматриваемых площадях размыты.
Нижнесилурийский возраст отложений подтвержден С.В.Мельниковым (1999) на основании находок конодонтов, граница верхнего и нижнего отделов силура в Хорейверской впадине, а также расчленение нижнесилурийских отложений палеонтологически обоснованы Ю.А.Юдиной, А.Ф.Абушик, Л.А.Шамсутдиновой, С.В.Мельниковым (Никонов и др., 1990, Мельников, 1999).
На стратиграфической схеме, составленной по работам А.И.Антошкиной (2000), П.Мянник и др. (2000) региональные стратиграфические подразделения Хорейверской впадины сопоставлены с региональными подразделениями (составлено по: Никонов и др., 1990 г., с незначительными дополнениями). Приполярного Урала (см. рис. 5). Граница, разделяющая лландовери и венлок, до сих пор остается предметом дискуссий, т.к. определение границы по разным группам фауны не совпадает (Antoshkina, 2000; Mannik et al, 2000). В данной работе отложения седьельского горизонта отнесены к венлоку.
Северо-Баганская площадь
Отложения нижневеякской подсвиты выявлены в разрезе скв. 31-Северо-Баганская (долбления 16, 17, 18 и 19, (рис. 9)).
Верхняя часть изученной пачки (1,3 м по керну 16 долбления) сложена вторичными доломитами с реликтовой текстурой пелоидного и микробиального известняка. В шлифах нередко различаются перекристаллизованные биокласты. Породы слабо сульфатизированы и окремнены, в основном по мелким порам. Выявлены нефтенасыщенные низкопористые доломиты, трещины и стилолиты которых заполнены битуминозным веществом (рис. 10).
Керн нижней части долбления 16, а также 17, 18, и 19 долблений представлен слоистыми микро-тонкозернистыми глинистыми доломитами и, в меньшей степени, окремненными доломитами с литокластами.
Слоистые доломиты
Слоистость доломитов волнистая, иногда с линзовидными прослоями, реже встречается четкая горизонтальная слоистость. В обоих случаях она обусловлена различной размерностью зерен доломита и обычно подчеркнута примесью глинистого или битуминозно-глинистого вещества. Породы всегда, но в различной степени обогащены обломочным кварцем среднеалевритовой размерности. Встречаются литокласты с теневой структурой микробиального известняка (рис. 11). Пирит развит по дисперсному ОВ, образуя, в отдельных случаях прожилки или подчеркивая слоистость.
Окремненные доломиты имеют средне-мелкозернистую размерность и часто нефтенасыщены. Кремнезем обычно выполняет крупные поры, которые в керне выглядят как стяжения, достигающие 2 см в поперечнике. Встречаются крупные литокласты, на контактах которых развиты микростилолиты. По породам часто наблюдается интенсивная пиритизация, реже ангидритизация. В отдельных случаях доломиты определены как низко-среднеемкие коллекторы трещинно-порового типа (рис. 12). Нефтенасыщение некоторых оценено как среднее.
Нижняя пачка средневеякской подсвиты и верхняя часть нижневеякской подсвиты (долбления 13, 14, 16-верх. часть, инт. от 3243,5 по 3265 м) представлена тремя типами пород: доломитами с прослоями ангидритов и карбонатно-кремнисто-глинистых пород.
В средней части пачки выявлен прослой (30 см керна в верхней части долб. 13) железистых карбонатно-кремнисто-глинистых пород красно-коричневого цвета, относимых нами к отложениям коры выветривания (рис. 13-15). В роли цемента между угловатыми крупными обломками карбонатов выступает каолинит. В некоторых образцах породы представлены обломочно-оолито-ооидными (бобовыми) разностями, сцементированными каолинитом, в которых присутствуют округлые обломки с ооидами (глобулями, бобовинами?), где в виде цемента базального типа выступает окисленная нефть (?) (рис. 15). Ооиды в них представлены не только карбонатом, но и каолинитом. В других скважинах по керну отмечаются вишневые пятна ожелезнения (скв. 32-Северо-Баганская) в известняках, подстилающих аргиллиты (?), выщелоченные участки изометричной и вытянутой формы, заполненные кирпично-красной глинистой массой (скв. 6-Северо-Баганская, долб. 26) или включения глинисто-железистого материала (скв. 16-Баганская, долб. 22). Примерно в середине средневеякской пачки по каротажным диаграммам пик глинистости фиксируется по многим скважинам.
Ангидриты мощностью 20 см выявлены непосредственно под прослоем глинистых пород коры выветривания в долблении 13. Они представлены мелкозернистыми разностями, нацело слагающими породу. Микробиалъные доломиты
