ГЕОЛОГИЯ И ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫЕ РАБОТЫ
УДК 553.98(470.5)
© Т.В. Карасева, О.М. Аникеенко, В.И. Горбачев, 2014
Новые данные о формировании нефтегазоносности в Западно-Уральской зоне складчатости
Т.В. Карасева, О.М. Аникеенко
(ОАО «КамНИИКИГС»), В.И. Горбачев
(ОАО «НПЦ «Недра»)
Адрес для связи: tvkaras@psu.ru
Ключевые слова: надвиговые зоны, нефтегазоносность, битумы, материнские породы.
New data on the formation of oil and gas potential in the Western Urals area of folding
T.V. Karaseva, O.M. Anikeenko (KamNIIKIGS JSC, RF, Perm), V.I. Gorbachev (NPC Nedra JSC, RF, Yaroslavl)
E-mail: tvkaras@psu.ru
Key words: thrust zone, oil and gas potential, bitumen, source rock.
The main purpose of this paper is to study the processes of formation of oil and gas potential in the Ural thrusts by the example of the Arakaevskaya key 1 well area located in the Sverdlovsk region in the poorly studied Lower-Serginsky perspective oil and gas area of West-Ural folding zone. According to the results of a comprehensive study of core and geophysical investigations have revealed a complex structure of the well section, divided into three parts (autochthon, parautochthon and allochthon), no oil shows and the development of the gas in the allochthon. Throughout the studied sections revealed widespread bitumen, as oil degradation products, and at the bottom of parautochthonous presence destroyed oil deposit, which occur in the generation of the Upper Devonian source rocks. According to the results of 1D basin modeling using palinspastic reconstruction concluded that the identified gas content in the Lower-Middle Carboniferous al-lochthonous rocks caused by the generation of gases in the source rocks after development processes of thrust dislocations and possibly at the expense of the destruction of the oil deposit. Due to the fact that Arakaevskaya well is drilled in the frontal part of thrust we suggested the possibility of oil deposits conservation in other areas of the Lower-Serginsky perspective oil and gas area. The results can be used to assess the petroleum and gas potential of the zone of folding of the Sverdlovsk region and other regions.
Определение перспектив нефтегазоносности зон надвигов - одна из наиболее актуальных задач, решаемых в ходе проведения геолого-разведочных работ на нефть и газ во многих регионах России. Мировой опыт изучения зон надвиговых дислокаций свидетельствует о возможности открытия в них значительного числа залежей нефти и газа. Так, с Кордильерским поясом надвигов связано более 100 средних и мелких залежей нефти и газа, а также несколько крупных, большая часть которых расположена в аллохтонном комплексе на глубинах до 3000 м (месторождения Мадди-Ридж, Биг-Пайн) [1, 2]. Западно-Уральская зона складчатости простирается широкой полосой от Баренцева моря до границы с Казахстаном и включает районы Предуральского краевого прогиба и передовых складок Урала. К настоящему времени в ряде районов этой зоны выявлены залежи углеводородов. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) в надвинутой части Вуктыльской складки установлена крупная газоконденсатная залежь массивного типа, а в под-надвиговой - залежь нефти. В Волго-Уральской НГП отдельные залежи нефти и газа открыты в Республике Башкортостан и Пермском крае. Однако объем геолого-разведочных работ и особенно бурения в этих регионах в последнее время значительно ограничен. Это связано как со сложностью геологического строения, так и с неоднозначными представлениями о закономерностях развития нефтегазоносного бассейна, обусловленных особенностями образования залежей углеводородов.
Новые данные о формировании нефтегазоносности в зоне предуральских надвигов были получены по результатам бурения ОАО «НПЦ «Недра» в 2012 г. параметрической скв. 1 Аракаевская глубиной 5207 м. Это первая параметрическая скважина в Нижне-Сергинском нефтегазоперспек-тивном районе Западно-Уральской зоны складчатости, рас-
положенном в Свердловской области. Скважина пробурена во фронтальной части одной из надвиговых пластин в районе ярко выраженного поднятия, известного в качестве Становой структуры.
Вскрытый скважиной сложный разрез представлен осадочными отложениями от среднерифейского до палеозойского возраста с многочисленными зонами проявления на-двиговых дислокаций. По данным ОАО «КамНИИКИГС» его условно можно подразделить на три крупных блока: аллохтон (на глубине 0-3637 м); паравтохтон (3637-4865 м); автохтон (4865-5207 м).
В разрезе скважины нефтепроявлений не выявлено, но в широком интервале глубин в верхней части автохтона, па-равтохтоне и аллохтоне распространены битумы и продукты преобразования нефтей [3, 4]. По результатам детальных микропетрографических исследований текстура битумов различна: от межзерновой, прожилковой, до трещинной, стилолитовой, зональной и внутриформенной (рис. 1). Наиболее высокое содержание битумов выявлено во фран-ском и турнейском ярусах паравтохтона, где они отмечаются в более 80 % шлифов и в основном имеют межзерновое распределение. Вверх по разрезу частота встречаемости несколько снижается до минимальной (27,1 %) в пермских отложениях, сохраняясь очень высокой (более 50 %) в верхнем девоне аллохтона. Такое распространение битумов в разрезе - явление нечастое. Это в значительной степени затруднило интерпретацию геохимических данных, особенно полученных пиролитическим методом Rock-Evаl. В верхней части изученного разреза примерно до глубины 2700-3000 м преобладают темно-коричневые разности, частично растворимые в органических растворителях, что обеспечивает повышенное содержание хлороформенных битумоидов (до 0,08 %) и параметра 51 (до 0,12 мг/г породы) метода Rock-Eval. В нижней части битумы в основном
Рис. 1. Распределение битумов в разрезе скв. 1 Аракаевская:
1 - известняк; 2 - мергель; 3 - песчаник; 4 - доломит; 5 - аргиллит; 6 -глинистый известняк; 7 -швы основных надвигов; 8 - перерыв в лито-логической колонке (бескерновые зоны); 9 - палеозалежь нефти; формы распределения битумов: А - пятнистое заполнение: 1 - межзерновое; 2 - межформенное; 3 - прожилковое; 4 - трещинное; 5 -стилолитовое; 6 - внутриформенное; Б - полосчатое заполнение
черные, нерастворимые в органических растворителях. Полученные данные позволяют предположить, что в верхней части разреза присутствуют битумы главным образом фа-зово-миграционного ряда, появляющиеся в случае природной деасфальтизации нефтей газом или легкими парафиновыми углеводородами, в нижней части - битумы преимущественно термально-метаморфического ряда вплоть до антраксолитов. Наиболее интенсивное насыщение битумами пустотного пространства пород франского и турнейско-го ярусов позволяет сделать вывод, что в этих отложениях существовала массивная палеозалежь нефти. Современная пористость карбонатных пород низкая (менее 3 %) вследствие существенного заполнения пустотного пространства битуминозными компонентами. Ранее разрушенная термальными процессами залежь нефти была установлена по обилию битумов в шлифах и сходной текстуре на больших глубинах (ниже 6000 м) в Тимано-Печорской НГП [5].
Интенсивные проявления углеводородных газов, вплоть до промышленных, выявлены по результатам опробования в процессе бурения в разрезе Аракаевской скважины в аллохтоне в мячковском подъярусе московского яруса (на глубине 1860-1910 м), серпуховском ярусе (2452-2497 м), тульском горизонте визейского яруса (2917-2946 м), в че-репетском и кизеловском горизонтах турнейского яруса (3019-3046 м). Газы в основном метановые с содержанием тяжелых гомологов не более 2 %. Наблюдается сходство их по компонентному составу с газами Бухаровского и Кед-ровского месторождений, находящихся западнее в Юрюза-но-Сылвинской впадине, в которых содержание метана в основном превышает 87 %. Газопроявления отмечены по каротажу и газам открытых пор пород с доминированием метана в разрезе скважины, вплоть до девонских отложений автохтона. В связи с тем, что метан обогащен тяжелым изотопом углерода (б13ССН4>-31,7%о), можно предполагать, что в зоне генерации углеводородов создаются условия для высокой катагенетической преобразованности органического вещества пород [6].
Изученный разрез скв. 1 Аракаевская обеднен нефтегазо-материнскими породами, содержание органического вещества обычно не превышает 0,5 % и часто обусловлено присутствием битумов, нефтяной потенциал пород в основном низкий (Б2< 0,47 мг/г породы). В то же время под основным надвигом в автохтоне вскрыт семилукский (доманико-вый) горизонт верхнего девона, который, судя по литологи-ческим особенностям, представлен впадинным типом разреза. Выше по разрезу верхний девон в паравтохтоне и аллохтоне сложен доломитами замещения по органогенно-детритовым и органогенно-обломочным известнякам. По комплексу геохимических исследований в семилукском горизонте выявлены нефтегазоматеринские породы с повышенным содержанием остаточного рассеянного органического вещества (более 1 %) гумусово-сапропелевого типа; толщина материнских пород с учетом данных геофизических исследований скважин (ГИС) позволяет выделить материнскую свиту, толщу с промышленной генерацией углеводородов (плотность органического вещества более 1 млн. т/км2). Степень метакатагенеза органического вещества пород в свите достигает градации МК5.
Материнские породы и свиты в более западных районах Юрюзано-Сылвинской впадины Предуральского прогиба в основном связаны с верхнедевонско-турнейскими дома-никитами Уткинско-Серебрянской системы впадин с неясными границами [7]. Полученные данные указывают на возможность развития материнской толщи в более восточных малоизученных районах.
В результате поэтапного бассейнового моделирования с использованием метода палинспастических реконструкций до и после проявления надвиговых дислокаций получены данные о процессах нефтегазообразования в районе бурения (рис. 2), объясняющие специфические особенности нефтегазоносности изученного разреза. Материнская свита семилукского горизонта вступала в главную зону нефтеобразования еще до проявления надвиговых дислокаций и могла обеспечить формирован
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.