нефтегазоносный потенциал уткинско-серебрянской системы впадин

УССП является достаточно неизученной территорией. В работах Карасевой (Белоконь) Т.В.,Проворова В.М., Калабина В.В., Козловой И.А.основные перспективы УССП связана с верхнедевонско-турнейским карбонатный НГК[10]. Рифейскийкарбонатно-терригенный потенциальный НГККомплекс изучен слабо, представлен терригенными отложениями прикамскойподсерии и карбонатными породами калтасинской свиты. Породы-коллекторы прикамскойподсерии – ротковские песчаники сравнительно выдержаны по мощности (20-50 м и более). Роль покрышки над коллекторами выполняют аргиллиты и мергели минаевской свиты. Коллекторские свойства нижнерифейских пород прикамскойподсерии относятся к категории с удовлетворительными свойствами, при этом в зонах развития трещиноватости среди терригенных пластов и толщ подсерии встречаются прослои песчаников с повышенными коллекторскими свойствами (пористость изменяется от 1 % до 22,7 %, проницаемость от 0 до 0,63 мкм2).Отложения калтасинской свиты, в целом, отличаются повышенным содержанием органического вещества (Сорг). Степень битуминозности этих пород достигает нескольких десятков процентов, в среднем составляя 8,9 %. Содержание метана достигает 0,03 см3/кг.Вендский терригенный потенциальный НГККомплекс распространен повсеместно, изучен слабо, коллекторами служат песчаники и алевролиты мощностью, не превышающей 4-25м. Покрышками служат глинистые и алевролито-глинистые толщи средне- и верхнедевонского возраста мощностью 30-75 м, имеющие региональный или локальный характер распространения.Интенсивные нефтепроявления приурочены к кыквинской свите бородулинской серии, к проницаемым пластам VVI, VV.Нефти вендских отложений очень тяжелые (0,94-0,97 г/см3), в основном малосернистые (0,2-1,4 %), малопарафинистые (0,6-3,2 %), высокосмолистые (20-30%), с низким выходом бензина (до 8%). Среди углеводородов значительную долю составляют нафтены (30-40%).Анализ распределения газов в вендских породах показал, что содержание сорбированного метана изменяется от 0,0005 см3/кг до 0,02 см3/кг, достигая максимума на глубине 2220 м. Концентрация УВ варьирует в пределах от 0,006-0,43 см3/кг. Для вендских отложений характерно отсутствие гелия и незначительное содержание азота. Содержание водорода меняется от 0,03 % до 1 %. Среди углеводородов доминирует метан, неуглеродов– азот и углекислый газ. С глубиной наблюдается тенденция облегчения углеводородных газов.В целом хорошая проводящая способность пород-коллекторов создает благоприятную обстановку для образования и сохранения промышленных скоплений углеводородов.Девонский преимущественно терригенный НГКРазвит повсеместно, объединяет отложения эйфельского и живетского ярусов в составе среднего девона и пашийского, тиманского горизонтов франского яруса верхнего девона. Литологически комплекс представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями известняков. Пласты-коллекторы сложены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми, часто глинистыми, слабопроницаемыми. Региональной покрышкой комплекса служат аргиллиты тиманского и глинистые известняки саргаевского горизонтов. Их мощность повсеместно составляет 30-40 м.Промышленная нефтеносность комплекса связана с тремя алевролито-песчаными пластами – Д0, Д1, Д2,с мощностью не превышающей 6 м[6].Залежи в отложениях терригенного девона можно разделить на четыре типа: пластовые сводовые, структурно-литологические, литологически экранированные, в линзах песчаников среди плотных пород.Плотность нефтей комплекса изменяется от 0,815 до 0,830 г/см3, концентрация серы и асфальтенов менее 1%, смол – менее 10%, парафина – более 5%. Попутные газы тяжелые, жирные, с содержанием азота.Толщу девонского терригенного комплекса можно отнести к перспективным на поиски залежей УВ. Ее перспективность обусловлена наличием выдержанных коллекторских пластов, перекрытых региональной малопроницаемой толщей глин верхней части тиманского горизонта, а также гидрогеологическими и геохимическими показателями.Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГКВ комплексе отмечены нефтегазопроявления в карбонатных пластах франского, фаменского ярусов верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона. Карбонатные породы рассматриваемого комплекса характеризуются неоднородностью, что осложняет выявление флюидопроводящих пластов. Коллекторами, как правило, являются фораминиферовые известняки комковато-сгустковой структуры в верхней части турнейского яруса, реже массивные рифогенные карбонаты франско-фаменского возраста. Покрышкой служат плотные глины радаевского горизонта. Сохранность залежей в разрезе франско-фаменских отложений обеспечивают мощные пачки слабопроницаемых, обычно глинистых карбонатов. В строении верхнедевонско-турнейскогокомплексаЮрюзано-Сылвкенской впадины выделяется Уткинско-Серебрянская система впадин с депрессионным типом разреза, благоприятным для формирования нефтематеринских пород. Исследования прошлых лет показывают, что в Уткинско-Серебрянской системе впадин нефтематеринские породы франского возраста залегают на глубинах около 2400-3580 м, содержание ОВ изменяется от 1 до 2,1 %, Бхл– 0,06-0,3%. Разрез карбонатного девона представлен глинистостями пород, накапливающимися в условиях глубоководного шельфа. [4]. Интерпретация результатов бассейнового моделирования разрезов скважин Ачитской, Бухаровской, Зуятской, Марковской площадей подтверждает благоприятные палеотемпературные условия в толще основных НГМП для генерации нетолько жидких УВ, но и газообразных. Доманиковые отложения впервые достигли градации катагенеза МК1 (Ro–0,5 %) на рубеже поздний карбон-ранняяпермь. Во время накопления большой мощности нижнепермского флишевогокомплекса доманиковые отложения продолжали погружаться, прогреваясь дотемпературы 95-165 °С, частично или полностью вступая в ГЗГ.Развитие природных резервуаров подтверждается результатами бурения и исследования керна скважин,пробуренных на близлежащих площадях. Так, в параметрической скважине 547 профиля Калино-Усьва получен непромышленный приток нефти из турнейского яруса дебитом 0,55 т/сут, скважина 82 профиля Калино-Усьва вскрыла битуминозно-кремнистую пачку известняков верхнего девона, из турнейского яруса был получен непромышленный приток нефти с дебитом 0,4 т/сут. В параметрической скважине 555 Марковского профиля, вскрывшей вендский комплекс, получен слабый приток газа из бобриковско-турнейского интервала. Во франско-турнейских карбонатных отложениях Аракаевской параметрической скважины 1 по результатам детальных геохимических и петрографических исследований выявлена массивная палеозалежьнефти, разрушенная в результате надвиговых процессовпри этом основнойшов надвига проходил по доманикитам. В этих же отложениях установленыинтенсивные газопроявления на глубинах около 2900-3100 м, по составу УВидентичны газам Кедровского и Бухаровского месторождений (CH4> 87 %)[4].Из всего вышеизложенного следует, что верхнедевонско-турнейские отложения на изучаемой территории находятся в благоприятных условиях нефтегазообразования. Нижне-средневизейский терригенный НГКВ нижне-средневизейском комплексе на территории Пермского края установлено самое большое количество залежей. В разрезе комплекса выделяют 6 проницаемых пластов: Мл2 и Мл3 – в радаевском, Бб1 и Бб2 – в бобриковском, Тл2-а иТл2-б – в тульском горизонтах, а также газопроявления отмечены в породах косьвинского горизонта. Коллекторами комплекса являются пласты песчаников и алевролитов. Региональной покрышкой служат пачки аргиллитов и глинистых известняков тульского горизонта, общая мощность которых может достигать 20-45 м.Пористость песчаников составляет 10-16 %, проницаемость изменяется от 0,1 фм2 до 13 фм2. Пористость алевролитов колеблется от 9 % до 14 %. В целом по всему комплексу отмечается битуминозность и нефтепроявления.Визейско-башкирский карбонатный НГККомплекс состоит из отложений верхневизейскогоподъяруса, серпуховского и башкирского ярусов и представлен преимущественно известняками и доломитами. Пласты-коллекторы – это детритовые и биоморфные известняки. Покрышкой коллекторов являются маломощные прослои глинистых известняков верейского горизонта. Пористость варьирует в пределах 2-6 %, иногда достигая 8 %, проницаемость связана с трещиноватостью пород и составляет 0,01-4,0 мД.Залежи нефти и газа этого комплекса, в основном, приурочены к башкирскому ярусу. Слабые нефтепроявления породверхневизейско-серпуховского возраста наблюдались при бурении параметрической скв. 1-Комаровской и на Брусянском месторождении. На Кокуйскомместорождении открыта залежь нефти и газа в породах серпуховского возраста.Нефть низкой плотности (0,818 г/см3) с малым содержанием серы (0,89 %), но с достаточно большим количеством парафина (4,7 %). Первоначальный газовый фактор составил 181,2 м3/т. Попутный газ содержит метан (19,7 %), азот (2,3 %).Верейский терригенно-карбонатный НГКНа исследуемой территории верейский комплекс представлен в основном известняками и аргиллитами. Среди этих пород встречаются прослои доломитов небольшой мощности, а также тонкие прослои мергелей и алевролитов. На территории Пермского края промышленная нефтеносность связана с пластами В1, В2, В3 и В4. Пласт В4 залегает в нижней части верейского горизонта и представлен известняками. Выше залегает пласт В3, который отделен от пласта В4 плотными глинистыми аргиллитами. Пласты В1 и В2 находятся в верхней части верейского горизонта. Верейские отложения формировались в слабо восстановительной обстановке. Отмечается очень высокая битуминозность в скв. 43-Спас-Бардинской (0,763 %) и повышенная (0,067 %) в скв. 39-Выдрянской. Содержание органического углерода изменяется от 0,3 до 0,9 %.Каширско-гжельский НГККомплекс объединяет отложения каширского (пласт К), подольского (пласт Пд), мячковского (пласт Мч) горизонтов и верхнекаменноугольные отложения (пласт С3). Комплекс представлен переслаиванием известняков и доломитов. Продуктивность комплекса связана с рифогенными известняками верхнего карбона.Все промышленные залежи комплекса связаны со структурами обликания рифов южного борта ККСП и шельфовых биогермов зарифовой зоны.Нижнепермский карбонатный НГКВ отложениях нижнепермского отдела проницаемыми являются органогенные известняки, о чем свидетельствуют многочисленные нефтегазопроявления и наличие промышленных залежей в них. В разрезе данного комплекса выделяются проницаемые зоны, соответствующие продуктивным и потенциально продуктивным пластам. В ассельских отложениях выделяется пласт Ас, в сакмарских – См, в артинских – А1.Для нижнепермского карбонатно-терригенного нефтегазоносного комплекса характерно субмеридиональное расположение основных литофациальных зон, а также преобладание карбонатных пород в западной части Юрюзано-Сылвенской впадины.Известняки рифового массива ассельско-сакмарского возраста характеризуются значениями пористости от 5 % до 10-11 %, проницаемости до 4-5 фм2. Пористость на платформе этих отложений располагается в интервале 0,5-28 %, проницаемость равна порядка 150 фм2. Наличие в верхах нижнепермской толщи мощных пачек ангидритов кунгурского возраста, которые обеспечивают надежную изоляцию нижнепермских коллекторов от поверхностных вод и позволяют рассматривать эти коллекторы как огромный резервуар, является благоприятным фактором для накопления и сохранения нефти и газа.Углеводородные скопления в этом комплексе не являются продуктом нижнепермских нефтематеринских пород. На территории Пермского края только в некоторых районах Юрюзано-Сылвенской и Верхнепечорской впадин низы сакмарских и ассельские отложения опускались на глубины, необходимые для начала нефтеобразования и первичной миграции УВ. По-видимому, большинство залежей нефти в пермских отложениях были образованы нефтью, мигрировавшей из среднего и нижнего карбона и из более древних отложений. Подтверждением этому служит сходство изотопного состава каменноугольных и пермских нефтей. При этом следует учесть, что состав пермских нефтей под воздействием окислительных факторов претерпевает изменения в плотности, сернистости, смолистости. В нефтях становится больше легких ароматических соединений, они обогащаются конденсатом. Битуминозность нижнепермских пород невысокая – 0,020-0,026% Бхл.В итоге, наиболее обогащенным рассеянным органическим веществом является верхнедевонско-турнейский карбонатный, а затем девонский и визейский терригенныекомплексы. Именно эти три комплекса обладают нефтегазоматеринским потенциалом. По содержанию рассеянного органического вещества породы среднего иверхнего карбона, а также нижней перми, венда и рифея имеют второстепенноезначение среди потенциальных нефтегазоматеринских комплексов.Наиболее перспективными направлениями поисков залежей нефти в пределах УССВ являютсяверхнедевонско-турнейский карбонатный и визейский терригенный комплексы.ЗаключениеИзучив геологическое строение разреза, тектонические и нефтегазоносные особенности рассматриваемойзоныможно предположить возможную нефтегазоносностьУткинско-Серебрянской системы впадин. Вывод основан на том, что рассматриваемая территория схожа с Камско-Кинельской системой впадин (схожести их формирования, строения иблизкой расположенности), в пределах которой открыто большое количество эксплуатируемых месторождений нефти и газа.Однако данные геолого-геохимического строения Уткинско-Серебрянской системы впадин и еегенерационного потенциала, свидетельствуют о том, что перспективность данной территории на поиски новых залежей УВ примерно на целый порядок ниже, чем у ККСВ.Помимо этого, УСП имеет значительную глубину залегания (2500-3000 м) и самую высокуюстепень преобразованности органического вещества – МК4-5-АК. Следовательно, имеет перспективув формировании газовых или нефтяных залежей с повышенным газовым фактором [17].Данные выводы достаточно субъективны. Для максимально достоверной информации, в случае изучения перспективности УССП, также необходимо проведение дополнительных исследований. Изучение регионов с таким сложным строением, как Уткинско-Серебрянская система впадин, должныохватывать максимально возможный спектр методов ГРР: литолого-фациального, палеогеографического анализов, материалов сейсморазведки, данных ГИС и другой информации. Так же возникаетнеобходимость проведения масштабных палеогеографических реконструкций, с привлечением современных методов математического моделирования. Только на основании суммарного комплексаданных можно будет с уверенность прогнозировать перспективность изучаемой территории.Перечень использованных источниковБычков С.Г., Неганов В.М., и др. Нефтегазогеологическое районирование территории Пермского края. Нефтегазовое дело, №2, 2010.Государственная геологическая карта Российской Федерации масштаба 1:200 000, издание второе, лист О-40-XVI. Объяснительная записка. Москва, Московский филиал ФГБУ, 2017, 150 с.Ермолова Т.Е., Мушин И.А. и др. Перспективы поиска новых нефтегазоносных объектов в верхнетурнейско-визейских терригенных отложениях востока Волго-Уральской нефтегазоносной провинции на основе комплексных седиментологических и сейсмологических исследований. Геология нефти и газа №3, 2019. С. 67-85.Капитанова А.С., Карасева Т.В. О перспективах нефтегазоносности Юго-Востока Пермского края и Свердловской области. Геология и полезные ископаемые Западного Урала, вып. №3, 2020. С. 120-123.Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Новые методы оценки, особенности структуры и пути освоения прогнозных ресурсов нефти зрелых нефтегазоносных провинций. Геология и геофизика,№ 12, 2017.С. 1836 – 1853.Кудряшов А.И, Осовецкий Б.М. Минерально-сырьевые ресурсы Пермского края. Энциклопедия. Горный институт УрО РАН, Пермь, 2006, 207 стр.Кузнецов Ю.И. и др. Стратиграфия допалеозойских и палеозойских отложений новых разведочных площадей Пермского Прикамья, КО ВНИГНИ, Пермь, 1979, 5 кн., 502 с.Неганов В.М., Проворов В.М. Новоселицкий В.М. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Пермского края по результатам региональных геолого-геофизических работ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. №2, 2009. С. 13-21.Основные черты геологического строения и перспективы нефтегазоносностиСылвенской впадины. ВНИГНИ. Пермь, 1971. Вып. 117. С. 153-177.Проворов В.М. Диссертация «Тектоно-седиментационные особенности северных и западных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции». Пермь, 1994. 59 с.Проворов В.М. Оценка связи строения фундамента с перспективами нефтегазоносности осадочного чехла на территории Пермского края. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. №11, 2009. С. 34-37.Пучков В.Н. Важнейшие закономерности и индивидуальные черты геологической эволюции Урала и сопредельных территорий. Литосфера, №1, 2001. С.15-31.Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Ленинград, 1988 г. Девонская система. Л., 1990, 60 с.Решение Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы с региональными стратиграфическими схемами. Ленинград, 1988 г., Каменноугольная система. Л, 1990, 40 с.Сигов А.П., Шуб В.С, и др. Комплексное геолого-геоморфологичесое картирование Урала с целью поисков гипергенных полезных ископаемых. Саратов, 1968.Стратиграфическая схема рифейских и вендских отложений Волго-Уральской области. Объяснительная записка, Уфа, 2000, 81 с. + схема на 2-х листах.Широбокова Ю.В. Нефтегазоносный потенциал и возможная перспективность Уткинско-Серебрянской системы впадин. Геология в развивающимся мире: Сборник научных трудов по материалам XIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Пермь, 2020. С. 298-300.Шихов С.А., Каракулов В.А. Районирование территории Юрюзано-Сылвенской впадины по типу разреза Верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений. Вестник Пермского Государственного Технического Университета. Нефть и газ. Том 3, №5, 2004. С. 112-117.Хасанов Р.Р., Гафуров Ш.З., Музаффаров И.К., Ларочкина И.А. Геологические основы прогноза угольных залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции в связи с истощением нефтяных ресурсов. Нефтяное хозяйство №10, 2016. С.49-51.