CC BY
269
2007
ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА_________________
Геология Вып. 4 (9)
Перспективы нефтегазоносности рифей-вендских отложений Бедряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена
В.М. Проворов a, В.М. Неганов b, Г.Л. Передреева a, Н.В. Медведева a,
Ю.А. Ехлаков a, Н.Е. Соснин a, Л.В. Мягкова a, М.Г. Фрик a, М.Ф. Серкин a,
Т.Н. Ищеева a
a Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин (КамНИИКИГС), 614016, Пермь, ул.Краснофлотская, 15. E-mail: provorov@permonlme. ru
b ОАО “Пермнефтегеофизика”, 614090, ул.Лодыгина, 34. E-mail: [email protected]
Анализ материалов глубокого бурения и сейсморазведки в районе Бедряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена подтверждает перспективность осадочных комплексов рифея и венда на поиски залежей нефти различного типа. Наибольший интерес представляет калтасинская свита рифея и кыквинская свита венда.
Нефтеперспективность рифей-венд-ских отложений в пределах Калтасинского авлакогена на востоке Русской плиты в настоящее время признается всеми исследователями. В них содержится значительное количество рассеянного органического вещества (РОВ). Мощные древние толщи (более 12 км), претерпевшие в процессе своего сложного и длительного геологического развития воздействие механических, геохимических, термических и других факторов, имеют благоприятные условия для сохранения залежей нефти и газа [4, 5].
Стратиграфический диапазон нефте-газобитумопроявлений, встреченных на площадях авлакогена в Пермском крае, республиках Удмуртия и Башкортостан, достаточно широк - от нижнего рифея до верещагинской и даже краснокамской свит венда (рис. 1). Анализ пространственного размещения этих проявлений показывает, что в их распределении можно отметить определенные особенности: а) концентрация основных нефтегазоби-тумопроявлений в пограничных слоях рифея
и венда; б) отсутствие сколько-нибудь заметных признаков нефтегазоносности в вендских отложениях на площадях, удаленных от Кал-тасинского прогиба; в) единый специфический генетический тип нефтей верхнего протерозоя Русской платформы [8].
Характер нефтегазобитумопроявлений достаточно разнообразен - это и нефтенасы-щение пород, как правило, густой нефтью, и выпоты нефти, битуминозность по трещинам, запах нефти, повышенные газопоказания по материалам ГИС и разгазирование глинистого раствора. При большом разнообразии прямых признаков не усматривается каких-либо отличительных особенностей, характерных только для рифея или только для венда. Наиболее интересными являются случаи обнаружения легкой нефти, в частности, насыщения песчаников салиховской свиты легкой газированной нефтью в разрезе скв. 1 и 3 Копей-Кубовской площади, песчаников гожанской (тукаевской) свиты в скв. 11 Орьебашской площади (Башкортостан). При анализе газопроявлений намечается одна тенденция
© В.М. Проворов, В.М. Неганов, Г.Л. Передреева, Н.В. Медведева,
Ю.А. Ехлаков, Н.Е. Соснин, Л.В. Мягкова, М.Г. Фрик, М.Ф. Серкин, Т.Н. Ищеева, 2007
Тектонические элементы т.в.| к а л т а с и ИСКИ и а в л а к 0 г е н
Край. Реог ублика п Є р м с к и й Удмуі 1 т и я Башкортостан
а 2 <и Н 0 1 г ш Н е X О Эратема Й 8 <и Б я Отдел = о В а Серия І п Шлощядь \Место-\ рожде-т 2\НИе 3 Ё\ Я И \ я & \ Л \ Шуртаискан Аряжская Асмшьская Батырбайская и І Бородулкнская 1 м Е 1 Я в Дубовогорская Ишямовская 1 В І Ножовская О. м 5 Павловская с * Сивинская Соколовская (Лариононская) Таныпская Тартинская 1 1 Н Черновская I и ! 1=£ Зурянская Ижевская Сарапульская и 1 I І Шаркав ское Апреловская Арланская Игровская Калтасннскан Орьебашская і і і1 & н О Усть-Айская
т и и И \ г- V Й X и 1 и Скв.204 Й К и Скв.60 5 1! и Скв.14 Скв.1 п § и § и Скв.1, 7,8 Скв.133 Скв.1 Скв. 1060 Скв.2 Скв. 7000 9 и Скв.11, 17 й ї и і и Скв.2
я зЯ 1 1 1 1 I О
* X Я 2 I I
о И « я и и. Кочев- 1 А
О ч & и я я 5 1 Э о О ▲ Э Э О Э э • • э а ■ О шя •
О а» м ч Си ьа 1 • • ■ Э А о □ э □ • • • ш • •
а СО і і В
м [1
о о І! ! I Э Э • Э • Э ш • •
р. & й4 И 8
а> н :Я Е И И и в Ашвтская А А • т Э Ш
Н « м а д Я о « Арланская А А А А А • [Ш □э
О в О а О 51 Саузовскаи А
« « а 1 І • •
и Я и * І са 1 1
В о. Рч & а. І О Ш
со Н 3 :1 і
* М & с Вершія
И . Нижїїи
Рис. 1. Таблица нефтепроявлений Бедряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена
Условные обозначения:
залежь с промышленными запасами нефти ЕВ слабые нефтепроявления Т.В. Таныпский выступ
залежь с промышленными запасами нефти, И битумопроявления
ш газопроявления
И
[Ц
не поставленная на госбаланс сильные нефтепроявления
и)
Перспективы нефтегазоносности рифей-вендских отложений
- независимо от возраста вмещающих пород в северной части Калтасинского прогиба состав растворенных газов исключительно углеводородный, в южной половине и на западе преобладают азотные и метаново-азотные газы.
Отсутствие различий между рифей-скими и вендскими нефте- и газопроявлениями с геологических позиций свидетельствует
о том, что основной источник нефтегазообра-зования должен находиться в рифее. Анализ имеющейся геолого-геохимической информации, проведенный различными специалистами в разные годы, показывает, что основным источником УВ в осадочных толщах протерозоя востока Русской плиты явились нефтегазоматеринские породы (НГМП) калтасинской свиты нижнего рифея. Именно эта свита представляет собой объект детального исследования для определения времени, условий и масштабов возможного нефтегазообразова-ния. Более 80% эмигрированных и аккумулированных УВ приходится на нижнерифейские НГМП.
Ниже приводятся данные о литологии и перспективах нефтегазоносности рифейско-го и вендского комплексов Бедряжской площади и сопредельных районов Калтасинского авлакогена.
Рифейский комплекс на рассматриваемой территории Калтасинского авлакогена (рис. 2) представлен нижним рифеем в составе прикамской и орьебашской подсерий и ту-каевской (гожанской) свитой среднего рифея. Подошва рифея залегает на блоковом кристаллическом фундаменте на глубинах 9.4 -11.1 км (рис. 3).Верхнерифейские отложения отсутствуют (рис. 4). Прикамская подсерия вскрыта незначительным количеством скважин. Наиболее полно ее разрез вскрыт Сара-пульской параметрической скв. 1 (Удмуртия). Степень битуминозности пород этих отложений весьма низкая даже в породах, обогащенных органическим углеродом. Вероятно, это связано с проявлением жестких стадий катагенеза, когда уже основной нефтяной потенциал пород исчерпан. И все же незначительные и интенсивные нефтепроявления в терри-генных отложениях прикамской подсерии отмечены на Гаринской, Сивинской, Соколовской (Ларионовской) площадях Пермского края, газопроявления - в скв. 1 (Сарапуль-ская, Удмуртия).
Орьебашская подсерия объединяет калтасинскую и надеждинскую свиты. В составе калтасинской свиты выделяются нижняя саузовская и верхняя ашитская подсвиты, сложенные преимущественно карбонатными породами, разделяет их арланская подсвита, представленная терригенно -карбонатными отложениями. Полный разрез калтасинской свиты вскрыт скв. 7000 - Арланская (Башкортостан), где ее мощность равна 1585 м. В Пермском крае саузовская подсвита вскрыта в скв. 14 - Очерская и в скв. 203 - Бедряжская, вскрытая мощность равна соответственно 354 и 32 м. Полный разрез арланской подсвиты на Бедряжской площади вскрыт скв. 203, где мощность ее 1036 м, скв. 204 пройдено всего 200 м по породам этой свиты (рис. 5). Наиболее полные разрезы ашитской подсвиты встречены в Бедряжских скв. 203, 204 и за пределами площади - в Ножовской скв. 92. Остальными скважинами в Пермском крае подсвита вскрыта на глубину от первых десятков метров до 437 м в Тюндюкской скв. 60.
Надеждинская свита вскрыта очень малым количеством скважин в Пермском крае и северной части Республики Башкортостан и представлена терригенно-карбонатными породами. Мощность ее изменяется от 0 до 460 м.
Мощность арланской подсвиты в пределах Бедряжской площади составляет чуть более 1000 м, ашитской подсвиты изменяется от 1000 до 1400 м. За пределами площади в Пермском крае мощности уменьшаются в юго-восточном и юго-западном направлениях, на север и северо-запад, напротив, происходит их увеличение. В сопредельной с Пермским краем Удмуртской Республике мощности изменяются от 0 до 800 м, причем отложения арланской и ашитской подсвит на некоторых площадях участками вообще отсутствуют. Отсутствие этих отложений отмечается и на Саузбашской площади Республики Башкортостан.
Глубины залегания в пределах Бед-ряжской площади, на которой проведены глубинные сейсмические исследования додевона, варьируют от 4500 до 4600 м по арланской подсвите и от 3400 до 3700 м по ашитской. В региональном плане, в пределах Пермского края, глубины залегания арланской подсвиты изменяются от 4600 до 4400 м. В соседних республиках Удмуртия и Башкортостан глу-
Богородск
ЩУЧЬЕ ОЗЕР
Условные обозначения:
Локальные структуры в рифей- вендских отложениях;
границы тектонических элементов разрывные нарушения
Пермский край
1. Осинская
2. Елпачнхинская
3. Ореховская
4. Бардабашинская 5» Бичуринская
6. Усманская
7. Сюзанская
8» Аклупшнская
9. Приподнятая зона
10. Красноярская
11. Куедино-Югомашевская
Рис. 2. Обзорная тектоническая схема додевона Бедряжской площади и сопредельных тноводубовогорская
районов Калтасинского авлакогена
Г 14. Качинская
15. Муравьевская
16. Татышлинская
17. Павловская
Удмуртская республика
1. Ижевская
2. Сарапульская
Республика Башкортостан
1. Южно-Орьебашевский с.в.
2. Надеждинская
3. Чераульская
4. Игровско-Четырманская
5. Куедннская
6. Степановская
Примечание:
12* по кровле арланских отложений 13 ПО кровле рифейских отложений
Перспективы нефтегазоносности рифей-вендских отложений
и)
о*
Рис. 3. Структурная карта поверхности фундамента
[ Условные обозначения:
| | контур Бедряжской площади разломы кристаллического фундамента
отчет СП 12/85 изогипсы поверхности фундамента,км
ЛИНИИ отработанных сейсмогтрофилей л л лллг '
г 1 ^ по данным 2005-2006 гг.
В.М. Проворов, В.М. Неганов, Г. Л. Передреева и др.
Рис. 4. Субширотный геологический профиль через Бедряжскую площадь и сопредельные районы
Условные обозначения: 1 — кристаллический фундамент; 2 — разломы фундамента и осадочного чехла; 3 — литолого-стратиграфические границы с перерывами в осадконакоплении.
Стратиграфические обозначения: Pz _ палеозой; V2W — верещагинская гаищ M(Rig) тукаевская свита (гожанская свита); Rind надеждинская свита;
Rikli — нижнекалтасинская (саузовская) подсвита; RikL — среднекалтасинская (арланская) подсвита;
Rikb — верхнекалтасинская (ашитская) подсвита; Riprk — прикамская подсерия; PRt — нижний протерозой
я а
й 1 И
э* г
21 од 1
220% ■&
230%
240% И/
2ОД
25>ОД
3000 к
зіоо
3200 >к я
3300.
3400 о «
350® ад
со СО
3600
3700 &
3800. о о
ззоо
4000 а, ю
4100 со =Я
4200 и
4300 О и >к
4400 н
4500 и
4600 Он о
4700
4800 и Рн -е
4900
5000 а К
3100 н
5200
« Рн
ЗЗВД
3400 о к Рч
5500
5600 и «
5700 а
5800 X N
3900
«ООО «100 С Он К
4>
«аоо
«зод И *
«400
«500
«600
«ТОО
«800 Я
«90Ф
Литологическая характеристика пород
Известняки с
Переслаивание аргиллитов и алевролитов
Переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников
^ Преобладают алевролиты. Цвет пород зеленовато-серый,
|\ темно-зеленовато-серый, реже темно-серый с буроватым оттенком________________
Верхняя часть: доломиты серые; нижняя часть: брекчия мелкогалечная нолимшсгаая Песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов
Доломитовая толща (~ 590 м): доломиты пестроокрашенные (от светло-серых до коричневато-серых) с небольшими прослоями известняков и аргиллитов. Известняки с прослоечками битума. В основании толщи прослойка доломитовых гравелитов
Мергельно-известняковая толща (— 460 м): неравномерное переслаивание известняков, мергелей и аргиллитов. Для известняков характерны тонкие прослойки битума
Переслаивание известняков, мергелей и аргиллитов. Породы тонко-горизонтально слоистые, нередко образуют взаимные переходы
Аргиллитовая толща с небольшими прослоями известняков и мергелей
Неравномерное переслаивание известняков, мергелей, аргиллитов. Известняки зеленовато-серые, глинистые; мергели доломитовые, зеленовато-серые; аргиллиты темносерые, доломитистые
Переслаивание известняков, мергелей и аргиллитов
Доломиты серые, светло-серые, участками, возможно, рифогенные
Красноцветная терригенная толща (песчаники, алевролиты, аргиллиты, брекчии)
Рис. 5. Сводный геологический разрез района Бедряжской площади
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ: мергель |-|-|-|-| ГЛИНИСТЫЙ известняк
аргиллит |^* 4| доломитистые гравелиты отражающие сейсмические горизонты (ОГ):
■ 1 подошва вендского комплекса (кровля рифея)
Ю
15Э
НИ
известняк доломит брекчия - гнейсы
песчаник | у' I. --— алевролит|Н ууіі 1~|
и
-У-
VI — кровля арланской ггодсвиты VII— кровля саузовской подсвиты VIII — кровля прикамской подсерии Ф — кровля кристаллического фундамента
ожидаемые нефтепроявления
доломитистыи мергель глинистый доломит
бина залегания арланской подсвиты менее 2500 м, ашитской - менее 2000 м.
Литологический состав арланской подсвиты в пределах Бедряжской площади представлен в скв. 203. Из пород преобладают известняки (62%), переслаивающиеся аргиллитами (19%). В нижней части разреза отмечается переслаивание доломитов (15.1%) с аргиллитами. В юго-западном и западном направлениях от площади литологический состав пород представлен большей частью алевролитами - от 43% в скв. 82 - Орьебашская (Башкортостан) до 64% в скв. 133 - Азинско-Пальниковская (Удмуртия). В составе ашитской подсвиты скв. 203 и 204 Бедряжской площади преобладают доломиты (53 и 57% соответственно) и известняки (32 и 38%), прослои аргиллитов составляют 13% в скв.203 и 4% - в скв. 204. Количество карбонатов в разрезе увеличивается за пределами площади: на севере, в скв. 92 - Ножовская, доломиты составляют 63%, известняки - 37%; на юго-западе, в скв.82 - Орьебашская и скв. 7000 -Арланская (Башкортостан), разрез сложен в основном доломитами - 95 и 82%, соответственно. Породы подсвит иногда прорваны дайками основного состава (скв. 82, 7000), по-видимому, это связано с наличием близко находящихся разломов.
Наибольший интерес в пределах Бед-ряжской площади и прилегающих районов авлакогена представляет калтасинская свита, которая является основной нефтегазогенерирующей толщей и отличается повышенным содержанием органического углерода. Нефте-газопроявления различной интенсивности отмечены во всех подсвитах свиты (рис.4). Кровля свиты в разных зонах залегает на глубинах от 1.8 до 8.5 км, а подошва - от 2 до 10 км и более. Подошва свиты практически повсеместно вышла из главной зоны нефтеобра-зования (ГЗН) и находится в главной зоне газообразования (ГЗГ). Границы проявления ГЗН скользящие, что объясняется различной историей погружения в разных районах. На глубинное скольжение границ ГЗН оказывали также влияние особенности литофациального состава толщ и другие локальные факторы. В зависимости от палеотектонического и палео-термического режимов начало развития процессов нефтеобразования (вступление в главную фазу нефтеобразования - ГФН) находилось в палеотемпературном интервале 70 -110°С на палеоглубинах от 1.0 до 2.0 км, со-
ответственно завершение этих процессов (выход нефтематеринской свиты из ГФН, вступление в ГФГ) отвечало палеотемпературному интервалу 110 - 130°С или палеоглубинам от 2.0 до 4.0 км и более [7]. Таким образом, довольно жесткий палеотермический режим на раннем этапе развития платформы, высокие скорости осадконакопления, превосходные нефтематеринские качества захороняемого ОВ обусловили довольно раннее, уже в середине раннего рифея, начало процессов нефте-образования в калтасинской свите. В качестве НГМП рассматриваются известняки, мергели, аргиллиты и глинистые доломиты, содержание которых в разрезе колеблется от 15 до 60% общей мощности свиты (по Бедряжским скв. 203 и 204). Анализ строения рифейских толщ свидетельствует о том, что на протяжении докембрийской истории неоднократно возникали условия, благоприятные для образования пород-коллекторов, однако процесс их формирования значительно сложнее, обусловлен многими факторами, действующими нередко в противоположных направлениях (уплотнение и разуплотнение пород, выщелачивание, растворение и заполнение пор и каверн вторичными минералами и др.) и ухудшающими или улучшающими коллекторские свойства.
Изучение емкостно-фильтрационных свойств песчаных пород рифея и венда Калта-синского авлакогена выявило наличие коллекторов двух генетических видов [9]: первого (остаточного, первичного), свойства которого сформировались на стадии диагенеза, и второго (эпигенетического, вторичного), возникшего под влиянием регрессивных процессов разуплотнения. Коллекторы первого вида имеют ограниченное развитие, частично сохранились в породах, не погружавшихся на глубину более 3 км. Ниже этой глубины статическое давление вышележащих толщ привело к уплотнению пород, вследствие чего снизилась проницаемость. Коллекторы второго генетического вида имеют локальный характер развития, установлены на всех (до 5.5 км) глубинах и всех стратиграфических уровнях. Сформировались они под влиянием геохимических (воздействие на породы реакционных гидротермальных растворов) и геоди-намических (формирование трещиноватости) факторов. Природа последнего в рифее связана с многостадийным рифтогенезом. Улучшение фильтрационных свойств уплотненных
песчаников за счет появления микротрещин происходит в результате щелочного (калиевого) метасоматоза. Значения пористости песчаников по керну колеблются от 1.5 до 20.6%, проницаемость - от 1 до 939 фм2. Доказательством наличия в песчаниках пород-коллекторов является получение при испытаниях минерализованной воды дебитом до 500 м3/сут в скв. 20005 - Карачевская на северо-востоке Татарстана.
Значительно сложнее происходит выделение пород-коллекторов и зон с улучшенной коллекторской характеристикой в карбонатных (доломитовых) толщах, имеющих мощность до 1.5 км. Однако и в них методом ГИС и бурением выявлены отдельные проницаемые пласты. Основным фактором, сформировавшим эпигенетические (вторичные) коллекторы в карбонатных породах рифея, является трещинообразование. Рифтогенез создавал условия неоднократного растяжения и сжатия пород с образованием трещиноватости. Изучение пород в шлифах показывает, что в доломитах нередко встречаются открытые и закрытые трещинки, вторичные пустоты выщелачивания, развитые по трещинам (скв. 203, 204 Бедряжские). На стенках их нередко наблюдается твердый битум (скв. 20 -Ижевская, скв. 41 - Черновская и др.). Кроме того, среди пелитоморфных и микрозерни-стых разностей развиты обломочные и органогенные доломиты, известковистые доломиты, реже известняки, которые могут содержать как первичные, так и вторичные поро-вые, порово-кавернозные и кавернотрещинные коллекторы, из последних в Восточной Сибири получены высокие дебиты нефти [7]. Имеющиеся единичные определения пористости доломитов составляют от 0.2 до 3.1%, проницаемость может быть самой разной (от 1 до 100 фм2). Опробования на приток также единичны и в основном безрезультатны, только в скв.1067 - Шарканская из одного интервала (2580-2607 м) получен приток соленого раствора плотностью 1.18 г/см3 (расчетный дебит 4.9 м3/сут). Плотные аргил-литовые или глинисто-карбонатные пачки в отложениях рифея являются достаточно надежными флюидоупорами, чему в целом не противоречат результаты рентгеноструктурных исследований их минерального состава.
По данным исследований катагенети-ческой зональности рифейские отложения могут содержать относительно легкие нефти с
невысоким содержанием смолистых и ас-фальтеновых компонентов (что обнаружено во многих нефтепроявлениях) и даже нефте-газоконденсаты. Единственная нефтяная залежь нефти (Ольховская) открыта в Оренбургской области в отложениях леонидовской свиты верхнего рифея. Залежь приурочена к Ольховскому микрограбену, очевидно, связанному с Урало-Оренбургским прогибом, который открывается в южную зону Калта-синского авлакогена. На востоке Республики Башкортостан в скв. 20012 и скв. 16 Бавлин-ской площади при бурении в пределах антиклинальных объектов был поднят нефтенасыщенный керн из верхнерифейских отложений [6].
На Бедряжской площади в скв. 203 пластоиспытателем в процессе бурения были опробованы рифейские отложения (ашитская подсвита) в очень широком интервале. За 130 мин стояния на притоке нефти не получено, вероятно, необходимо было испытывать более узкий интервал. Комплексный геохимический и петрофизический анализ пород и флюидов скв. 203 и 204 позволил установить, что отложения арланской подсвиты характеризуются нефтегазоматеринскими свойствами, в ней выше содержание РОВ, повышены концентрации битумоидов. В петрографических шлифах наблюдаются редкие пятна сапропелевого РОВ и насыщение битумоидом. Биту-моиды в основном характеризуются легким маслянисто-смолистым и смолисто-маслянистым составом. В ашитской подсвите по результатам группового анализа хлороформенного битумоида в скв. 203 из интервала 3256.7
- 3263.2 м содержание асфальтенов составляет только 2.45%, бензольных и спиртобензольных смол - соответственно 11.37 и 20.85%, тогда как легких парафинонафтеновых и ароматических УВ - 58.08%. Вероятно, в данном случае имело место проявление относительно легкой нефти. Залегающая выше доломитовая толща ашитской подсвиты характеризуется низким содержанием РОВ и битумоидов. Пиролитические параметры свидетельствуют о крайне низком содержании свободных нефтяных УВ. В целом нефтепроизводящие свойства ашитской подсвиты ниже, чем арланской, слабее выражены и процессы аккумуляции УВ.
Исследование сорбированных газов пород рифейских отложений позволило отметить устойчивую тенденцию повышения роли
углеводородных газов пород калтасинской свиты с увеличением глубин их погружения. Судя по уровню углеводородонасыщенности пород, особенно тяжелыми углеводородами, перспективы района скв. 204 Бедряжской площади предпочтительнее, чем скв. 203.
В пользу перспектив нефтегазоносно-сти свидетельствуют и гидрогеологические условия недр. Рифейские отложения в районе Бедряжской площади находятся в наиболее закрытых гидрогеологических условиях, благоприятных для сохранения углеводородных залежей. От г. Ижевска и далее на восток (захватывая Бедряжскую площадь) воды характеризуются высокой степенью метаморфиза-ции, значительно обогащены бромом, йодом, кальцием и магнием. По химическому составу рассолы древних толщ практически не отличаются от вод терригенного девона. Газы, растворенные в воде рифейских и, выше, вендских отложений метано-азотные и азотно-метановые. Газонасыщенность вод также возрастает в восточном направлении от Татарского свода. Содержание же метана увеличивается, наоборот, по направлению к сводам; одновременно в составе газов появляется довольно значительное количество этана и более тяжелых углеводородов.
Тукаевская (гожанская) свита среднего рифея в Пермском крае имеет ограниченное распространение и развита в виде изолированных останцев в Орьебаш-Чернушинской тектонической зоне. Единственный полный разрез свиты вскрыт скв. 23 - Гожанская. В пределах Бедряжской площади эти отложения отсутствуют. Свита сложена песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Накопление песчаных толщ на большей части территории их развития происходило в благоприятных для формирования коллекторов условиях прибрежного и морского мелководья с активным гидродинамическим режимом. Лучшими коллекторскими свойствами обладают хорошо отсортированные песчаноалевритовые породы с пленочным гидрослю-дисто-хлоритовым глинистым цементом. Эффективная пористость отдельных прослоев песчаников составляет 15-20%, проницаемость 78-100 фм2, иногда достигает 585 фм2 [5]. Получаемые при испытании притоки пластовых вод характеризуются хорошим дебитом - от нескольких до 260 кубических метров в сутки. Песчаные коллекторы залегают в виде пластов мощностью 30-80 м, разделен-
ных плотными аргиллито-алевролитовыми породами. Обильные и незначительные неф-тепроявления в тукаевской свите отмечались на Куединской, Аряжской, Таныпской, Асюльской, Батырбайской, Тартинской площадях Пермского края, на Орьебашской и Калтасинской площадях Башкортостана. Газопроявления встречены в скв. 20 - Игровская (Башкортостан).
Региональной покрышкой для тукаев-ских (гожанских) отложений могут служить седяшская и ольховская свиты, сложенные аргиллитами, глинистыми алевролитами с прослоями мергелей и глинистых доломитов.
В заключение всего вышесказанного о рифейском комплексе отметим, что в рифей-ских отложениях залежи нефти и газа следует предполагать в крупных поднятиях (выступах) тектонического типа, вероятнее всего связанных с разломами кристаллического фундамента, и аномальных зонах различного генезиса (разуплотнение пород, каверноз-ность, древние коры выветривания на границах стратиграфических несогласий, возможные биогермные тела в карбонатных толщах). Самостоятельное значение могут приобрести тектонически экранированные ловушки, развитые вдоль зон разломов.
Вендский комплекс в пределах рассматриваемой территории представлен лишь верхневендскими отложениями бородулин-ской серии в составе кыквинской и верещагинской свит, которые имеют не повсеместное развитие. На Бедряжской площади скв. 203 и 204 вскрыты обе свиты. Отложения свит на площадях, где они пройдены, представлены песчаными и алевролитовыми породами с прослоями аргиллитов. Мощность кыквин-ской свиты колеблется от 0 до 95 м, в Бедряж-ских скважинах - 44-47 м. Мощность верещагинской свиты изменяется от 0 до 265 м, в Бедряжских скважинах - 165-180 м.
В пределах самой Бедряжской площади мощность вендских отложений варьирует от 150 до 200 м. За пределами изучаемой площади увеличение значений мощностей происходит в северном направлении (до 450 м), в этом же направлении увеличивается и глубина залегания вендских отложений с 2200 до 2400 м. К западу от Бедряжской площади мощности отложений уменьшаются от 100 до 50 м и меньше. На Кустовской, Савинской площадях в Пермском крае, в восточной части республики Удмуртия, на северо-западе Баш-
кортостана вендские отложения иногда отсутствуют.
По литологическому составу в скв. 203, 204 (Бедряжских), скв.23 (Гожано-
Быркинская) алевролиты составляют от 42.5 до 48%, песчаники - 12 - 27.4%. В северном (скв.92 - Ножовская, скв.60 - Тюндюкская) и в восточном (скв.2 - Ишимовская, скв.251 -Этышская) направлениях мощность алевроли-товых прослоев увеличивается до 86%. В южном (скв. 35 - Павловская) и юго-западном (скв. 82 - Орьебашская) направлениях песчаные и алевролитовые разности имеют почти одинаковое соотношение: песчаников 50%, алевролитов 35% (скв.35), песчаников 42%, алевролитов 32% (скв.82). Песчано-
алевролитовые породы переслаиваются аргиллитами.
Нефте- и газопроявления, а также залежи нефти в отложениях венда приурочены в основном к песчаным пластам с хорошими и удовлетворительными коллекторскими свойствами. Для венда, как и для рифейского комплекса, характерно наличие коллекторов двух генетических видов: остаточного (первичного) и эпигенетического (вторичного). Последний вид коллекторов, сформировавшихся под влиянием геохимических и геодинамических факторов, встречается чаще. Верхний предел проницаемости для остаточного вида песчаных коллекторов венда составляет 20 фм2. Емкостно-фильтрационные свойства песчаных коллекторов эпигенетического вида укладываются в пределах: общая пористость 11.1-17.5%, проницаемость 74-187 фм2. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники базальной кыквинской свиты, которые входят в главную зону нефтеобразо-вания. Преобладает поровый, порово-трещинный и трещинный тип коллектора [9].
На основании детального изучения и анализа вендского комплекса многими исследователями в нем выделено шесть проницаемых пластов [1, 2, 3, 11]. Пласты Уу и Уу выделены в базальной и средней частях кыквин-ской свиты, пласт У1у Е.М.Аксеновым был выделен в кровле свиты, другими авторами этот пласт приурочен к основанию верещагинской свиты. Пласты Уш, Уп и У1 выделены в велвинско-краснокамских отложениях. Выдержанность и выраженность пластов по площади неодинакова. На рассматриваемой территории Сарапульско-Красноуфимской
седловины в вендских отложениях развиты три нижних пласта.
Пласт Уу1 , являясь базальным пластом верхнего венда, прослеживается на всей территории развития кыквинской свиты. В значительной степени породы этого пласта нивелировали неровности предверхневендского рельефа, что сказалось на изменчивости мощности и состава пласта, сложенного неотсортированными или плохо отсортированными полимиктовыми песчаниками, гравелитами, реже конгломератами. Цемент гидрослюди-сто-хлоритовый, реже кварцевый. Мощность пласта изменяется от 5 до 40 м с преобладанием 10-15 м. Породами-коллекторами могут быть и песчаники с глинистым цементом. Эффективная пористость песчаников составляет 10-12%, проницаемость изменяется от 16 до 170 фм2.
Пласт УУ приурочен так же, как и пласт Уу1 , к кыквинской свите и отделен от последнего алевролито-аргиллитовой перемычкой разной мощности: от полного ее отсутствия в районе Сивы, где пласты сливаются, до 70 м в районе Северокамска. Пласт УУ широко распространен и хорошо выражен в Верхнекамской впадине и Сарапульско-Красноуфимской седловине. Пласт сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с хлоритовым и гидрослюдистым пленочным и поро-вым цементом, которые и могут быть коллекторами. Открытая пористость пород колеблется от 0.2 до 17.3%, проницаемость - от 1 до 200 фм2.
Пласт У1у выделен в основании верещагинской (старопетровской) свиты, представленной мощной алевролито-аргиллитовой толщей. Сам пласт, сложенный мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов, не выдержан по площади, нередко целиком замещен глинистыми алевролитами и аргиллитами. Наиболее выражен в Верхнекамской впадине, на остальной территории развития венда из-за резкой фациаль-ной изменчивости выделяется условно. От нижележащего пласта УУ отделяется пачкой переслаивания алевролитов и аргиллитов. Породами-коллекторами могут быть песчаники и крупнозернистые алевролиты с глинистым цементом. Коллекторские свойства изучены плохо, по имеющимся определениям открытая пористость пород, слагающих пласт, из-
меняется от 6.4 до 19.7%, проницаемость - от
1 до 1230 фм2.
Выше пласта У^ развита мощная региональная покрышка, представленная преимущественно аргиллитами, реже глинистыми алевролитами и алевролитами с прослоями различных туфов, улучшающих экранирующие свойства толщи.
К настоящему времени в вендском комплексе открыто пять залежей нефти в пределах Верхнекамской впадины (ВКВ): Сивин-ская, Ларионовская (Соколовская), Верещагинская - в Пермском крае, которые пока не поставлены на государственный баланс, Шар-канская и Тыловайская - в Удмуртии (рис.1). Залежи приурочены к нижним проницаемым пластам кыквинской свиты, лишь на Шаркан-ском месторождении - к пласту У1у верещагинской свиты. Обильные и незначительные нефтепроявления в кыквинской и верещагинской свитах отмечены на многих площадях Пермского края, республик Удмуртия и Башкортостан, расположенных в Верхнекамской впадине и Сарапульско-Красноуфимской седловине.
Обнаруженные нефти довольно однообразны: плотность 0.95-0.98 г/см3, содержание серы 0.2-1%, асфальтенов 6-9%. Свойства нефтей определяются длительной эволюцией захороненного РОВ при больших давлениях и температуре, обусловленной глубоким погружением нефтематеринской толщи. Вендские нефти ВКВ тяжелые, в них полностью отсутствуют порфирины, что, несомненно, является действием высоких температур и давления, наименее сернистые из всех тяжелых нефтей Прикамья, отношение содержания смол к содержанию асфальтенов значительно меньше, чем для других нефтей. По изотопному составу углерода верхнепротерозойские нефти самые легкие (5С13 = -3.05). Очевидно, такое резкое отличие связано с генетической самостоятельностью вендских нефтей, которые, возможно, прошли стадию гипергенеза, а позднее подверглись катагенетическим преобразованиям [10]. Нефть, полученная из венда Соколовской скв.2 (интервал 2646-2651 м), имеет плотность 0.92 г/см3, содержание асфальтенов - 9%, смолистых веществ - 14%. Наиболее сернистой является вендская нефть Верещагинской площади (интервал 2801-2817 м), имеющая плотность 0.968 г/см3, количество асфальтенов - 6.3%. В то же время есть немало геохимических указаний на то, что в
породах венда востока Русской платформы могут быть обнаружены легкие нефти, газоконденсатные и газовые залежи. В Башкортостане на Усть-Айской (старопетровская серия) и Салиховской (салиховская серия) площадях встречены песчаники, насыщенные газированной нефтью. В Удмуртии при испытании кыквинских песчаников в скв. 1 -
Киенгопская (2398-2409 м) был получен газ, 86% которого составил метан.
В пользу возможного присутствия в разрезе венда легких нефтей свидетельствуют битуминологические показатели, полученные при детальном изучении пород скв. 203 и 204 Бедряжской площади. Анализ распределения ОВ в вендских отложениях скв. 203 показывает, что содержание РОВ достигает 0.93%. Степень битуминозности пород особенно высока на границе с калтасинскими доломитами. По групповому составу в битумоиде преобладают парафино-нафтеновые (37.5%), среднее содержание ароматических УВ составляет 7%. Среди смол доминируют спиртобензольные (33%), бензольные составляют 15.4%. Среднее содержание асфальтенов -6%. Эта характеристика является типичной для пород из тела залежей относительно легких нефтей. Содержание сорбированного метана и других УВ повышено. Породы венда по классификации нефтегазоматеринских пород отнесены к малопродуктивным, лишь в подошве (интервал 2330-2340 м, скв. 203) встречены высокопродуктивные газоматеринские (непроизводящие) и среднепродуктивные нефтепроизводящие породы. В скв.204 вендские породы имеют некоторое сходство с результатами по скв. 203, но в отличие от нее не обнаружены значительные зоны аккумуляции УВ нефтяного ряда.
Таким образом, в результате изучения пород нижней части бородулинской свиты выявлены их очень низкие нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие свойства, однако повышены аккумуляционные свойства как в отношении нефтяных, так и газовых УВ. Кроме того, подток газов из нижних отложений калтасинской свиты способствует, с одной стороны, вертикальной и латеральной миграции УВ в газовой фазе, а, с другой стороны, при благоприятных геологических факторах, - выносу нефтяных УВ из древних отложений в более молодые - вендские и, возможно, палеозойские - это подтверждает при-
сутствие протерозойской нефти в терриген-ном девоне на Чубойском месторождении.
Гидрогеологические, гидрохимические показатели и палеогидро- геологические условия формирования вендской гидродинамической системы свидетельствуют о закрытости недр, хороших проводящих способностях коллекторов и надежности водоупоров, что в целом весьма благоприятно для формирования и сохранения залежей УВ в вендском комплексе.
Что же касается типов ловушек, то в вендских отложениях, изученных значительно лучше, где уже открыты залежи нефти, преобладающими типами являются антиклинальные пластовые сводовые, а в региональных зонах выклинивания вендских отложений вероятно обнаружение неантиклинальных, прежде всего структурно-седиментационных и структурно-денудационных ловушек (по классификации Г.А. Габриэлянца, 1975). Среди структурно-седиментационных широкое развитие могут получить ловушки, связанные с фациальным замещением на локальных структурах. Это структурно-литологические или даже литологические ловушки (изолированные песчаные линзы на локальных поднятиях), образование которых обусловлено воздействием тектонического и литологического факторов.
Библиографический список
1. Аксенов Е.М. О вендском комплексе на востоке Русской платформы / Е.М. Аксенов // Изв. АН СССР. Сер. геологии, 1967. С.81 - 91.
2. Алиев М.М. Геология и нефтегазоносность ри-фейских и вендских отложений ВолгоУральской провинции / М.М. Алиев, С.Г. Морозов, Н.Е. Постникова и др. М.: Недра, 1977. 157 с.
3. Балашова М.М. Выделение проницаемых пластов и выявление потенциально-нефтегазо- содержащих зон в вендском комплексе Прикамья /
М.М. Балашова, А.П. Ильиных // Геологогеофизические методы поисков и разведки нефтяных месторождений в Пермском Прикамье: сб. науч. тр. / ВНИГНИ. Пермь, 1970. №12. С.108 - 117.
4. Балашова М.М. О позднекембрийском нефтега-зообразовании на севере Урало-Поволжья / М.М. Балашова, А.З. Коблова, В.М. Проворов // Геология нефти и газа. 1982. №9. С.40 - 43.
5. Балашова М.М. Особенности геологического строения и перспективы нефтегазоносности ри-фейских и вендских отложений востока Русской платформы / М.М Балашова., С.Г. Морозов // Тр. ВНИГНИ. Пермь, 1973. вып.123. С.141 - 150.
6. Баранов В.В. Оценка перспективности рифей-ско-вендских отложений восточного впадинного обрамления Татарского свода / В.В. Баранов, Н.С. Гатиятуллин, Е.Д. Войтович и др. // Георесурсы / Казан. ун-т. Казань, 2004. №1 (15). С.32 -34.
7. Белоконь Т.В. Перспективность рифейских и
вендских отложений восточных районов Русской платформы / Т.В Белоконь., М.М Балашова и др. // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-
энергетического сырья: обзор АОЗТ «Геоин-форммарк». М., 1996. 38 с.
8. Белоконь Т.В. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы / Т.В. Белоконь, В.И. Горбачев, М.М. Балашова; КамНИИКИГС. Пермь, 2001. 108 с.
9. Иванова Т.В. Геохимические и геодинамические факторы формирования коллекторов в рифей-ско-вендских отложениях Камско-Бельской гра-беновой впадины / Т.В. Иванова, Е.В. Лозин и др. // Георесурсы. Уфа: ООО «Геопроект», 2005. №1(16). С.34-36.
10. Коблова А.З. Нефти додевонских отложений.
Нефти, газы и битумоиды Пермского Прикамья и сопредельных районов: каталог физико-
химических свойств / А.З. Коблова. Пермь, 1977. С.22 - 24.
11. Лагутенкова Н.С. Верхнедокембрийские отложения Волго-Уральской области и перспективы их нефтегазоносности / Н.С. Лагутенкова, И.К. Чепикова. М.:Наука, 1982. 111 с.
Prospects on oil and gaz of Ripherian-Vendian deposits of Bedriazhskaia and adjoining areas of Kal-tasinsky aulacogen.
V.M. Provorov a, V.M. Neganov b, G.L. Peredreeva a, N.V. Medvedeva a,
U.A. Ehlakova, N.E. Sosnin a, L.V. Miagkova a, M.G. Frik a, M.F. Serkin a, T.N. Isheeva a a Kama scientific research institute of complex deep and superdeep drilling investigation. Perm: Krasnoflotskaja, 15. E-mail: provorov@permonline. ru b OAO Permneftegeophizika. Perm, Lodigina, 34. E-mail: [email protected]
The analysis of materials of deep drilling and seismic survey on Bedriazhskaia area and adjoining areas of Kaltasinsky aulacogen confirms perspectivity of sedimentary complexes of Riphey and Vend on searches an oil deposits of a various type. The greatest interest is represented Kaltasinkaia suite of Riphey and Kikvinskaia suite of Vend.
Рецензент кандидат геол.-мин.наукИ.Н.Шестов
