Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печерской провинции

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Литолого-фациальные критерии прогноза нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских отложений Тимано-Печерской провинции"

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

РГБ ОД

2 7 ОКТ 1993

Па правах рукописи

МАРТЫНОВ Андрей Вениаминович

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИОРДОВИКСКО-НИЖНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации па соискание ученой степени кандидата геолого-минералогическнх наук

Санкт-Петербург 1998

Работа выполнена в Тимано-Печорском научно-исследовательском центре (ТП НИЦ) и во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ).

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

академик РАЕН В. Н. Макаревич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук

Н. С. Окнова (ВНИГРИ)

Академик РАЕН, доктор геолого-минералогических наук, профессор А. И. Дьяконов

(Ухтинский индустриальный институт, г. Ухта)

Ведущее предприятие: Институт геологии и разработки горючих

ископаемых (ИГиРГИ, г. Москва)

Защита диссертации состоится 13 ноября 1998 г. в 14ш часов на заседа нии диссертационного Совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном на учно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адре су: 191104, г.Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ.

Автореферат разослан 12 октября 1998 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах проси! направлять по адресу: 191104, г.Санкт-Петербург, Литейный проспект, 3$ ВНИГРИ, Ученому секретарю.

Ученый секретарь диссертационного Совета

А. К. Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Среднеордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный комплекс является одним из основных по прогнозным ресурсам нефти и газа в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне (ТП НГБ) - важнейшем центре нефтегазодобывающей промышленности севера Европейской части России. Крупные залежи нефти известны в нижнедевонских (месторождения: им. Титова, им. Требса) и нижнесилурийских (Верхневозейское месторождение) карбонатных отложениях. Промышленная нефтеносность доказана также для верхнего силура и верхнего ордовика. К настоящему времени в комплексе содержится 16% начальных суммарных ресурсов углеводородов, открыто 53 залежи в 37 месторождениях нефти, газа и газоконденсата. Основная их часть находится в Хорейверской впадине (47%) и Варандей-Адзьвинской структурной зоне (43%). На современном этапе геологоразведочных работ в ТП НГБ в значительной степени исчерпан фонд крупных антиклинальных структур, растут затраты на поиски и разведку новых месторождений углеводородов, во многом контролируемых не структурными, а стратиграфическими и литолого-фациальными факторами. В этой связи возникает необходимость переосмысления огромного фактического материала и создание надежной литолого-стратиграфической основы прогноза нефтега-зоносности с применением новых методов исследований.

Целью работы является выявление литолого-фациальных закономерностей в формировании и размещении по площади и в разрезе природных резервуаров (ПР) и зон нефтегазонакопления (ЗНГН) для определения наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ (ГРР).

Основные задачи исследований:

1 - стратиграфическое расчленение и детальная корреляция сред-неордовикско-нижнедевонских карбонатных отложений на основе комплексного использования литолого-петрографических, литолого-фациальных, цикло- и секвенсстратиграфических методик;

2 - выяснение условий формирования отложений и особенностей процесса осадконакопления; выделение, прослеживание и анализ се-диментационных циклитов и секвенций различных порядков в зависимости от тектонического режима территории и относительных эвстати-ческих колебаний уровня моря;

3 - выявление закономерностей распространения потенциальных пород-коллекторов, покрышек, нефтегазоматеринских и рассеивающих толщ, зон стратиграфического (эрозионного) срезания и фациального замещения;

4 - прогноз зон, благоприятных для размещения природных резервуаров с литологическими, стратиграфическими и комбинированными типами ловушек углеводородов (УВ).

Научная новизна:

1. С единых методических позиций на основе комплексного применения литологических, фациальных, палеонтологических и палеострук-

турных исследований и в соответствии с концепцией стратиграфии секвенций рассмотрены строение, условия формирования среднеордовик-ско-нижнедевонских нефтегазоносных толщ на всей территории ТП НГБ.

2. На основе выявления этапности осадконакопления всего раннепа-леозойского бассейна, располагавшегося от современного Тимана до Урала и продолжающегося в акваторию Печорского моря, уточнена региональная стратиграфическая схема ордовикско-нижнедевонских отложений.

3. Выделены этапы осадконакопления продолжительностью от 20 до 35 млн. лет и соответствующие им секвенции второго порядка, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью: средне-верхнеордовикская, нижнесилурийско-лудловская и пржидольско-нижнедевонская.

4. Выявлены закономерности размещения коллекторов, нефтегазо-материнских, экранирующих и рассеивающих толщ внутри секвенций. Нефтегазоматеринские толщи приурочены преимущественно к нижним частям секвенций, аккумулирующие - к средним, изолирующие и рассеивающие - как к верхним, так и к нижним.

5. Прослежены границы зон эрозионного срезания, определены фации и палеотектонические условия, наиболее благоприятные для развития пород-коллекторов и покрышек.

6. Выделены зоны нефтегазонакопления с различными типами ловушек, дана их подробная характеристика.

7. Определены приоритетные направления геологоразведочных работ в нижнепалеозойском карбонатном комплексе.

Практическая значимость проведенных исследований заключается в обосновании зон размещения коллекторов, покрышек и их взаимоотношений в природных резервуарах, а также в оконтуривании зон эрозионного срезания и фациального замещения нефтегазоносных отложений, которые перспективны для выявления залежей углеводородов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференциях молодых ученых во ВНИГНИ (1990), в институте геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН (1990,1996), на международных, всероссийских и республиканских геологических конференциях в Мурманске (1992 г.), Сыктывкаре (1994 г.), Пекине (1996 г.), Вене (1997 г.), Москве (1997 г.), Санкт-Петербурге (1997 г.), изложены в 25 тематических отчетах Тимано-Печорского НИЦ за 1988-1998 годы.

Разработанные рекомендации использовались при составлении планов геологоразведочных работ на 1989-1998 г.г., рассматривались на Ученом Совете ТП НИЦ; в предприятиях «Ухтанефтегазгеология», "Севергео-физика", "Архангельск-геология", «Нарьянмарсейсморазведка» и в других организациях нефтегазового профиля для практического внедрения.

По теме диссертации опубликовано 15 статей.

Фактический материал. В основу диссертации положены итоги исследований автора, проводимых с 1986 года в отделе литологических и тектонических основ прогноза нефтегазоносности ТП НИЦ. Проанализирован керновый материал и промыслово-геофизические данные около 700 параметрических, поисковых, разведочных и поисково-структурных глубо-

ких скважин, находящихся в кернохранилищах ТП НИЦ и предприятия «Ар-хангельскгеология»; исследовано свыше 2000 петрографических шлифов. Проанализированы и обобщены результаты определений: конодонтов -С. В. Мельниковым, остракод - Л. Л. Шамсутдиновой, А. Ф. Абушик, брахи-опод- Ю. А. Юдиной, Т. М. Безносовой, ихтиофауны - В. Н. Талимаа.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 1 глав и заключения, содержит 149 страниц машинописного текста, иллюстрирована 27 рисунками и 12 таблицами. Список литературы включает 154 наименования.

Диссертация выполнена в Тимано-Печорском научно-исследовательском центре и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАЕН В. Н. Макаревича, которому автор искренне признателен за внимание и поддержку при выполнении работы.

Автор особенно благодарен за постоянное внимание и помощь при выполнении и подготовке данной работы: директору ТП НИЦ В. И. Бо-гацкому, руководителям и коллегам 3. В. Ларионовой, Н. И. Никонову, С. В. Мельникову, Е. А. Богдановой, Л. Л. Шамсутдиновой, А. А. Кутлинс-кому, С. Г. Козлитиной, В. Г. Гуляеву.

Автор весьма признателен за советы, критические замечания' В. Вл. Меннеру, Н. В. Танинской, Р. С. Сахибгарееву, В. А. Жемчуговой, Ю. А. Панкратову, В. И. Еременко, С. А. Данилевскому, А. В. Куранову, Ю. А. Юдиной, 3. П. Юрьевой, А. И. Антошкиной, Т. В. Майдль.

Основные защищаемые положения.

1. Расчленение и корреляция ордовикско-нижнедевонских карбонатных отложений в соответствии с естественной этапностью развития единого бассейна.

2. Размещение фациальных зон на мелководном шельфе типа карбонатной платформы в зависимости от тектонического режима развития отдельных его участков (плитных, рифтовых, перикратонных), в том числе и в пределах конседиментационных структур.

3. Распространение нефтегазоматеринских толщ, коллекторов и покрышек в секвенциях 2-го порядка среднеордовикско-нижнедевонского комплекса ТПП:

- нефтегазоматеринские толщи распространены в палеограбеновых и перикратонных впадинах и приурочены к трансгрессивным системным трактам;

- коллекторы связаны с палеосводами и с палеоподнятиями и в разрезе - с нижними частями верхних системных трактов;

- экранирующие и рассеивающие толщи распространены в палеограбеновых и перикратонных впадинах в кровельных частях верхних системных трактов и в основании трансгрессивных;

4. Перспективы нефтегазоносности в среднеордовикско-нижнедевон-ском НГК. Они связаны:

- с отложениями литорали с активной гидродинамикой и мелкой сублиторали;

- с положительными конседиментационными структурами, испытав-

шими интенсивное гипергенное воздействие в результате проявления предсредне-позднедевонского размывов;

- залегание коллекторских горизонтов под региональной тиманско-саргаевской покрышкой.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции

Тимано-Печорский седиментационный бассейн (ТПСБ) находится на северо-востоке Европейской части России и занимает территорию с байкальским возрастом складчатого фундамента. Залегающий на нем осадочный чехол в соответствии со стадийностью тектонического развития расчленен на структурно-формационные комплексы: ордовикско-нижне-девонский (каледонский), среднедевонско-пермский-триасовый (герцин-ский), юрско-нижнемеловой и верхнемеловой (мезозойско-кайнозойский).

Каждый из структурно-формационных комплексов соответствует крупным тектоно-седиментационным мегаритмам или мегасеквенциям. Их нижние части формировались в обстановке трансгрессирующих бассейнов, верхние -регрессирующих. Сравнительный анализ мегасеквенций, периодичности процессов осадконакопления показал сложное строение мегасеквенций, и позволил выделить в их составе секвенции более мелкого порядка.

Описание тектонического районирования Тимано-Печорской провинции дается на основе анализа строения фундамента и структурных этажей осадочного чехла в соответствии с представлениями Л. 3. Аминова, М. Д. Белонина, В. И. Богацкого, В. А. Дедеева, В. Н. Макаревича. При рассмотрении структурного плана ордовикско-нижнедевонского этажа, сложившегося в историческом процессе суммирования всех этажей осадочного чехла, основное внимание уделяется районам, где распространены изучаемые отложения.

На территории ТПП выделены следующие категории структур: региональные - Тимано-Печорская эпибайкальская плита, Предуральский передовой прогиб и Уральская складчатая система; надпорядковые (в пределах плиты) - Тиманский кряж, Ижма-Печорская синеклиза и Печо-ро-Колвинский авлакоген. В качестве самостоятельных тектонических элементов выделены структуры I порядка: Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, Куренцовская ступень (Северо-Печорская моноклиналь).

Нефтегазоносность осадочного чехла Тимано-Печорской провинции в целом выявлена на глубинах от 120 м (Ухтинский район) до 5600 м (Кочмесская структура) в стратиграфическом диапазоне от ордовикских до триасовых отложений включительно. Разведанные и выявленные запасы категории 0,+С., на 01.01.98 г. сосредоточены в 187 месторождениях, учтенных Государственным балансом, из которых 146 нефтяных, 12 нефтегазоконденсатных, 7 газонефтяных и нефтегазовых, 22 газовых и газоконденсатных.

В работе была использована схема расчленения разреза осадочных отложений на нефтегазоносные комплексы (НГК) по М. Д. Белонину,

B. И. Богацкому, В. Н. Макаревичу, Ю. А. Панкратову и др. Среди НГК самым богатым по разведанным запасам УВ является средне-визейско-ниж-непермский карбонатный (28% запасов нефти и 78% запасов газа ТПП). Далее следуют терригенный среднедевонско-франский (20% запасов нефти и 8,6% запасов газа), карбонатные среднеордовикско-нижнедевонс-кий (21% запасов нефти) и доманиково-турнейский (16% запасов нефти и 1 % запасов газа). Таким образом, большая часть запасов нефти категорий

C, и С2 (65%) и газа (79%) приурочены к карбонатным коллекторам.

По данным С. А. Данилевского (1994), максимальный вклад генерированных углеводородов в общий объем жидких УВ приходится на среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК и составляет 33,21% (для доманиково-турнейского карбонатного НГК- 31,3%, для сред-недевонско-франского терригенного НГК - 26,5%).

Среднеордовикско-нижнедевонский НГК содержит 20% прогнозных ресурсов нефти ТПП, 12% прогнозных ресурсов газа и 23% газоконденсата. К настоящему времени в ТПП в рамках среднеордовикско-нижне-девонского НГК открыто 53 залежи на 37 месторождениях (все нефтяные и лишь одно - газоконденсатное), в том числе 4 крупных, с извлекаемыми запасами 30-300 млн.т - им. А.Титова, им. Р. Требса, Верхнево-зейское, Хасырейское; 7 средних, с извлекаемыми запасами 10-30 млн.т; 26 мелких, с извлекаемыми запасами меньше 10 млн.т.

Глава 2. Геолого-геофизическая изученность ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса

Первые сведения о силурийских и девонских отложениях Тимано-Печорского региона и севера Урала появились в середине прошлого века в работах А. Шренка (1855), Э. Гофмана (1846-1850), Г. Е. Щуровского (1841), Кайзерлинга (1842-1845) и Е. С. Федорова (1897).

Глубокое поисково-разведочное бурение на нефть и газ было начато в 1926 г. и первоначально проводилось в юго-восточном Притиманье (Верхнеижемский и Омра-Сойвенский районы). Изучением вскрытых здесь глубоким бурением силурийских-отложений с 1949 по 1954 годы занимались В. А. Калюжный, В. А. Разницин, 3. И. Цзю. В дальнейшем при разведке в новых перспективных районах Печорской синеклизы нижнепалеозойские отложения изучались В. П. Зарх, Т. И. Кушнаревой, В. Р. Родыгиным, Г. В. Солопекиной, Л. И. Филипповой и др.

В 1970-1980-е годы литологические исследования ордовикско-ниж-недевонских отложений ТПП проводили А. И. Антошкина, Л. Т. Белякова, М. X. Булач, Л. П. Гмид, В. П. Зарх, Т. И. Кушнарева, Т. В. Майдль, В. Вл. Меннер, Н. Б. Рассказова, А. В. Соломатин, А. А. Султанаев, Н. В. Танинская, 3. П. Юрьева, Л. И. Филиппова.

Большим коллективом специалистов из разных организаций были собраны богатые палеонтологические коллекции. Конодонты определялись Ю. Г. Деулиным, С. В. Мельниковым, В. А. Наседкиной, брахиоподы

- Т. М. Безносовой, А. И. Першиной, Ю. А. Юдиной, остракоды -А. Ф. Абушик, Л. Л. Шамсутдиновой, кораллы - В. С. Цыганко, мшанки -Л. В. Нехорошевой, позвоночные - В. Н. Талимаа.

Стратиграфические схемы для ордовика-нижнего девона ТПП, составленные А. И. Першиной (1962, 1971), Л. И. Филипповой (1975),

A. И. Першиной, Н. Б. Рассказовой (1977) явились базой для создания Унифицированных стратиграфических схем ордовика-силура (1984 г.) и девона (1988 г.) Восточно-Европейской платформы, которые разрабатывали стратиграфы и палеонтологи Тимано-Печорского научно-исследовательского центра и ряда других организаций: А. Ф. Абушик, А. И. Ан-тошкина, Т. М. Безносова, Л. Т. Белякова, С. В. Мельников, В. Вл. Мен-нер, Н. Б. Рассказова, В. Н. Талимаа, Л. Л. Шамсутдинова, В. С. Цыганко, Ю. А. Юдина, 3. П. Юрьева и др.

Большой вклад в изучение карбонатных коллекторов внесли К. И. Багринцева, Л. Г. Белоновская, М. X. Булач, Л. П. Гмид, В. И. Еременко, В. А. Жемчугова, Т. В. Майдль, Н. В. Танинская и др.

Основы тектонического районирования ТПП в целом заложены

B. И. Богацким, С. А. Данилевским, В. А. Дедеевым, В. П. Пучковым, Г. А. Черновым, 3. И. Цзю и др. Вопросам палеотектоники раннего палеозоя уделяли внимание в разное время В. И. Богацкий, Г. Ф. Буданов,

C. А. Данилевский, Б. Г. Должанский, А. А. Султанаев и др.

Результаты исследований органического вещества и вопросы изучения нефтегазоматеринских толщ в осадочном чехле ТПП и в том числе в ордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе обобщены в работах Т. Г. Карасик (1966), С. С. Гейро (1977), В. Ф. Удота (1980), Л. А. Ани-щенко, Ю. М. Трифачева (1986), С. А. Данилевского (1990) и др.

Условия формирования зон нефтегазонакопления, оценка перспектив ниж-непапеозойских отложений и нефтегазогеологическое районирование ТПП рассмотрены в работах М. Д. Белонина, В. И. Богацкого, Б. П. Богданова, Г В. Важенина, Б. Я. Вассермана, А. С. Голованя, С. Н. Горецкого, С. А. Данилевского, В. А. Дедеева, А. В. Иванова, Т. Г. Карасик, Л. Г. Каретникова, В. С. Коваленко, А. Я. Кремса, Н. И. Литвиненко, В. Н. Макаревича, Ю. А. Панкратова, Ю. А. Россихина, В. Б. Ростовщикова, Г П. Сверчкова, О. А. Солнцева, А. А. Султанаева, Е. Л. Теплова, Г. А. Чернова, Б. А. Яралова и др.

Всего по состоянию на 01.01.1998 г. в Тимано-Печорской провинции пробурено 3600 глубоких скважин: параметрических, поисковых и разведочных с суммарной проходкой 8254,6 тыс. м. Средняя изученность перспективных земель глубоким бурением - 25,6 м/км2 или 89,7 км2/скв. Сейсморазведкой на территории Тимано-Печорской провинции исследовано 381,0 тыс. пог. км профилей, в том числе МОП" - 284,4 тыс. пог. км. Средняя плотность сейсмопрофилирования составила 1,18 пог. км/км2, в т. ч. МОГТ - 0,88 пог. км/км2. В соответствии с существующей классификацией геофизической изученности нефтегазоносных территорий ТПП относится к хорошо изученным территориям (плотность более 0,3 пог. км/км2). Вместе с тем степень изученности нижнего палеозоя несколько хуже этих средних показателей осадочного чехла по причине очень больших глубин зале-

гания комплекса. Полностью ордовикско-нижнедевонская часть разреза вскрыта лишь 76 скважинами, силурийская - 137, нижнедевонская -187.

Глава 3. Методика исследований

Основой при исследованиях являлось комплексное применение следующих методов: литолого-петрографических с целью изучения типов пород, слагающих разрез, цикло- и секвенсстратиграфических с широким использованием материалов промыслово-геофизических и сейсмо-разведочных работ, литолого-фациальных для восстановления обстано-вок осадконакопления, метода больших шлифов ВНИГРИ для подсчета параметров генетически различной пористости и трещиноватости.

Циклостратиграфические исследования, проведенные с целью расчленения и корреляции разнофациальных разрезов нижнего палеозоя, базировались на литологических, биостратиграфических методах с широким использованием скважинной геофизики. В основании цикпитов, как правило, залегают глинистые породы, которые хорошо выделяются в разрезе по кривым гамма-каротажа и могут использоваться, как реперы при корреляции разнофациальных разрезов. Седиментационная цикличность карбонатных ордовикско-нижнедевонских отложений, прослеженная по разрезу и по площади, позволила выявить особенности строения осадочных систем и изменения направленности процесса осадконакопления.

Использование методики стратиграфии секвенций позволило выделить в разрезе ордовикско-нижнедевонского комплекса ТПП секвенции 2-го и более мелкого порядков и составляющие их осадочные системы (системные тракты), что обеспечило высокий уровень прогноза фаций внутри хроностратиграфического каркаса.

На основе методик фациального анализа, разработанных в разное время Г. Ф. Крашенинниковым, Н. В. Логвиненко, Д. В. Наливкиным, Л. Б. Рухиным, Дж. Уилсоном и др., литолого-петрографического изучения пород в скважинах ТПП, обнажениях западного склона Урала, построен комплект из 7 литолого-фациальных карт для всей территории Ти-мано-Печорской провинции. Эти карты соответствуют секвенциям 3-го порядка и являются основой прогноза распространения коллекторских горизонтов, экранирующих, рассеивающих и нефтегазоматеринских толщ.

Подсчет параметров трещиноватости и пористости, выявление типов коллекторов, а также оценка вторичных изменений пород производилась в больших шлифах по методу ВНИГРИ. В результате исследований были определены структурно-генетические типы пород нижнего палеозоя, установлена степень их вторичной преобразованности, определены количественные фильтрационно-емкостные параметры и типы коллекторов.

Глава 4. Литолого-стратиграфическая характеристика ордовикско-нижнедевонских отложений

При описании нижнепалеозойской части разреза осадочного чехла ТПП использовалась Унифицированная схема ордовика и силура ВосточноЕвропейской платформы (1984 г.) с дополнениями и уточнениями автора.

Ордовикские отложения слагают основание осадочного чехла, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на рифей-венд-кем-брийском метаморфическом складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижнеордовикские отложения распространены в Ижма-Печорской синеклизе, Печоро-Колвинском авлакогене, Хорейверской впадине, Пре-дуральском краевом прогибе и Западно-Уральской складчатой области. Они представлены красноцветными и светлыми кварцевыми и полимик-товыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами, мощностью до 200800 м, а в пределах западного склона Урала до 1500-2000 м.

Отложения среднего ордовика в полном стратиграфическом объеме известны только на Приполярном Урале, где они в непрерывной последовательности залегают на терригенных образованиях нижнего отдела. В платформенной части ТПП среднеордовикские отложения имеют сокращенный стратиграфический объем и представлены только карадокс-ким ярусом (рис. 1). Карадокскому ярусу соответствует маломакарихин-ский горизонт, получивший название по одноименной свите, выделенной в Хорейверской впадине, где он сложен сероцветными известняками, вторичными доломитами, в нижней части с прослоями пестроцвет-ных мергелей и алевролитов. В юго-восточных районах провинции горизонту отвечает кыкаельская свита, представленная переслаиванием зе-леноцветных и пестроцветных глинистых доломитов, мергелей, алевролитов и песчаников. Мощность отложений среднего ордовика увеличивается в восточном направлении от 20-140 м в платформенной части плиты до 900 м - в перикратонной.

Верхнеордовикские отложения выделяются в объеме ашгиллского яруса. Нижняя часть яруса представлена усть-зыбским горизонтом. В отличие от стратиграфической схемы ордовика и силура Восточно-Европейской платформы, автором выделен малотавротинский горизонт вместо мукерского и хорейверского. Салюкинский горизонт, занимавший положение в нижней части джагалского горизонта нижнего силура переведен в верхнюю часть ашгиллского яруса, в результате уточнения его палеонтологической характеристики. В Хорейверской впадине мало-тавротинскому горизонту соответствуют мукерская и хорейверская, са-люкинскому - одноименная свиты.

На юге Ижма-Печорской синеклизы и в Верхнепечорской впадине к верхнему ордовику ранее относилась ваньюская свита. Новые данные, полученные в последние годы, позволили автору подразделить ее на три подсвиты и перевести их в ранг свит. Для нижней подсвиты предложена северо-лемьюская свита, для средней - ягшорская, для верхней - за-падно-тэбукская. Автор разделяет также мнение о распространении са-лкжинской свиты в южной части Ижма-Печорской синеклизы.

Усть-зыбский горизонт представлен серыми и серо-коричневыми вторичными доломитами и известняками (баганская свита) и доломитами серыми, реже красноцветными, неравномерно глинисто-алевритовыми, с прослоями аргиллитов (северо-лемьюская'свита). Мощность горизон-

Общая стратиграфическая шкала Местные стратиграфические подразделения

Система Отдел Ярус Горизонт Свита

Южные районы ТГ1П Северные районы ТИП Западный склон Урала

Девонская Нижний Эмский Вязовский отложения размыты отложения размыты Ваняшкппскля

Такатипскпй Та кат ш 1С кая

Фплиппчукский Варандейс кая Фплиппчукская

Пражский Наульская

Лохков-ский Сотчемкыртинскпй Ванейвпсская (торавепская) Сотчсмкыртинская

Овннпармский Кумжипская (хатаяхинская) Ошшиармская

Силурийская Верхний Пржндольский Гребенской Пашнипская Усть-сывыоская

Целебейская

Лудловский Гердъюскпй Севсро-савиноборская Спзимская

Падимейтыиисская

Нижний Венлокский Седъельский Юж попал ьюская Вея кс кая Устьдурнаюс кая

Маршрутнинская

Лландове-рийскнй Фнлишгьельский Пр1иукская Сапдивейская Фил иппъел ьс кая

Джагалский Макарнхинская Лолашорская

Яренейская

Ордовикская Верхний Ашгилл-ский Салюкинский Салюкинская Салюкинская Яитикшорская

Малотавро-тинский Заиадно-тэбукская Хорейперская Малотавро-тинская

Ягцюрская Мукерская

Усть-зыбский Север о-лемыоская Б arai ю кая Зыбская

Палышкшорская

Средний Карадокский Маломакарихинский Кыкаельская Маломакарихинская Усть-палышкская

Лландейльский отложения отсутствуют отложения отсутствуют Водешорская

Лланвирнский Тслашорская

Рис. 1. Стратиграфическая схема средне-верхнеордовикских, силурийских и нижнедевонских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции

та возрастает в восточном направлении от 35 до 180 м в платформенной части плиты до 225 м в области перикратона.

Для малотавротинского горизонта характерны: в Ижма-Печорской си-неклизе - пестроцветные терригенно-сульфатно-доломитовые образования (60-130 м), в Хорейверской впадине - глинисто-сульфатно-доломитовые отложения (95-300 м), в Косью-Роговской впадине горизонт представлен галогенно-сульфатно-доломитовой толщей, мощностью до 1000 м.

Салюкинский горизонт (20-180 м) сложен вторичными доломитами и известняками с разнообразными ископаемыми остатками.

Силурийские отложения на большей части Тимано-Печорской провинции залегают на верхнеордовикских и подразделяются на джагапский, филиппъ-ельский и седьельский горизонты. В Хорейверской впадине, на гряде Чернышева джагалскому горизонту соответствует макарихинская свита, филиппъ-ельскому - сандивейская свита, седъельскому - веякская свита.

На юге Ижма-Печорской синеклизы в нижнем силуре выделяется прилукская свита, разделенная на пачки соответствующие джагалскому и филиппъельскому горизонтам и южно-пальюская свита, соответствующая седъельскому горизонту.

На большей част ТПП нижнесилурийские отложения представлены вторичными доломитами и известняками с подчиненными прослоями ангидритов, седиментационных доломитов и аргиллитов в лпандоверийской части разреза. Мощность отложений увеличивается в восточном направлении от 300600 м в платформенной часта плиты до 800-1000 м в области перикратона.

Верхнесилурийские отложения залегают на нижнесилурийских и разделены на гердьюский и гребенской горизонты. Гердъюский горизонт, отвечающий объему лудловского яруса, представлен толщей переслаивания известняков серых, тонкозернистых, глинистых, прослоями брахиоподово-остраксдовых, седиментационных доломитов, их глинистых разностей и аргиллитов. Гребенской горизонт, соответствующий пржидольскому горизонту, представлен чередованием известняков зеленовато-серых, тонкозернистых, прослоями брахи-оподовых, кораллово-строматопоровых, мергелей, аргиллитов, реже вторичных доломитов. Мощность верхнесилурийских отложений изменяется от 60300 метров (на папеосводах) до 400-500 м в области перикратона и в палео-грабеновых впадинах современного Печоро-Колвинского авлакогена.

Нижнедевонские отложения Тимано-Печорской провинции выделяются в объеме лохковского, пражского и эмского ярусов. Локховский ярус разделяется на овинпармский и сотчемкыртинский горизонты. В объеме овинпармского горизонта выделяются хатаяхинская свита (Колвинский мегавал, Хорейверс-кая впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона), сложенная коричневато-серыми вторичными доломитами, известняками, мергелями и аргиллитами (300-900 м), и кумжинская свита (север Денисовской впадины), представленная пестроцветными глинистыми песчаниками, алевролитами, мергелями (400-500 м). В объеме сотчемкыртинского горизонта выделены торавейская свита, представленная седиментационными глинистыми доломитами и ангидритами, мощностью до 400 м; в западных районах она замещается пестроц-ветъой глинисто-терригенной ванейвисской свитой (до 240 м).

Филиппчукский горизонт, соответствующий пражскому ярусу и ниж-неэмскому подъярусу, представлен наульской и варандейской свитами на севере Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Наульская свита сложена красноцветными и сероцветными алевролитами, аргиллитами, с прослоями песчаников, седиментационных доломитов и сульфатов. Мощность свиты до 130-160 м. Варандейская свита представлена красноцветными и пестроцветными алевролитами, аргиллитами, седимен-тационными доломитами и сульфатами. Мощность свиты - до 140 м.

При изучении и выявлении типов карбонатных пород основное внимание уделялось породам - потенциальным коллекторам. Доломиты и известняки рассмотрены отдельно, в соответствии с классификацией ВНИГРИ. Среди всех распространенных в ордовике-нижнем девоне ТИП типов доломитов выделены: вторичные метасоматические с реликтовой органогенной структурой (содержащие более 50% скелетных остатков), с реликтовой биогермной структурой (на 50% и более состоящие из реликтов органогенного каркаса), хемогенные (или биохемогенные) и обломочные (на 50% и более состоящие из обломков доломитовых пород, сцементированных зернистым доломитом).

Доломиты слагают более половины объема ордовикско-нижнеде-вонского комплекса ТПП, что определялось аридностью климата и крайней мелководностью бассейна, особенно в пределах конседиментаци-онных палеоподнятий и сводов (Большеземельский, Омра-Лыжский, Адзьвинский и др.). Метасоматические доломиты широко представлены в маломакарихинской, баганской, северо-лемьюской и салюкинской свитах среднего-верхнего ордовика, в макарихинской, сандивейской, прилукской и южно-пальюской свитах нижнего силура. Они составляют до 80-90% от объема подразделений. В виде пачек и линзовидных прослоев различной толщины (от первых метров до 100-120 метров) они встречаются в веякской свите нижнего силура, гребенском горизонте верхнего силура, в овинпармском - нижнего девона. Седиментацион-ные (хемогенные) доломиты занимают около половины объема в мало-тавротинском горизонте верхнего ордовика, гердъюском горизонте верхнего силура, в сотчемкыртинском и филйппчукском горизонтах нижнего девона.

Известняки в разрезе ордовика-нижнего девона ТПП, в отличие от доломитов, менее распространены, но весьма разнообразны. Среди известняков наиболее характерны следующие разности: органогенно-дет-ритовые (кораллово-строматопоровые, биогермные, остракодовые, бра-хиоподово-гастроподовые, полидетритовые и др), хемогенные (тонко- и тонко-мелкозернистые, сгустково-комковатые, строматолитовые) и обломочные (конгломерато-брекчии, интракпасты и др.). Известняки занимают существенный объем в веякской свите нижнего силура, в гребенском горизонте верхнего силура, в овинпармском горизонте нижнего девона, имеют подчиненное значение в гердъюском горизонте верхнего силура, в среднем-верхнем ордовике.

Глава 5. Фации и условия формирования отложений ордовика, силура и нижнего девона

Периодическая смена регионального прогибания и воздымания территории, на общем фоне глобальной эвстатики определила широкий диапазон обстановок осадконакопления и разнофациальность ордовик-ско-нижнедевонских отложений: от мелководно-морских песчано-алев-ритовых, Глинисто-карбонатных, карбонатных и галогенно-сульфатно-карбонатных до рифогенных и глубоководных. Ордовикско-нижнедевон-ская часть разреза осадочного чехла характеризуется очень резкими изменениями стратиграфических объемов и мощностей подразделений, проявлением серии зональных и локальных перерывов.

Диагностика фаций проводилась путем сравнения с типовыми фа-циальными поясами древних и современных мелководно-морских шельфов с карбонатным осадконакоплением, детально исследованных Дж. Уилсоном (1980), Д. К. Патруновым (1983), Р. Ч. Селли (1989), X. Ре-дингом и Б. У. Селлвудом (1990).

Карбонатная платформа Тимано-Печорского палеобассейна в среднем ордовике-раннем девоне полого погружалась на восток и имела огромную площадь шельфа с широкими фациальными поясами. Основными осадками в бассейне являлись илы, свидетельствующие об относительной затишности бассейна, а структурно-текстурная неоднородность осадков определена влиянием неустойчивых течений и относительно слабых волнений. От океанического основания бассейна к побережью выделяются следующие фациальные зоны: континентального склона и подножия (бассейновая), рифовых отмелей на окраине платформы (краевого поднятия), сублиторальная (нижняя и верхняя), литоральная (с низкой и активной гидродинамикой), супралиторальная.

Фации континентального склона и подножия (бассейновые), представленные так называемыми «лемвинскими» образованиями одноименной структурно-фациальной зоны, впоследствии надвинутыми с востока на платформенные «елецкие» карбонатные отложения, сложены кремнисто-глинисто-известняковыми сланцами с граптолитами и радиоляриями.

Фации рифовых отмелей на окраине платформы распространялись в пределах современного западного склона Урала (p.p. Нияю, Лек-Елец, Кожим, Илыч, Печора), Пай-Хоя (p.p. Кара, Силова-Яха, мыс Пырков Нос), на о.Вайгач (мыс Сухой Нос) и представлены рифогенными образованиями и карбонатными шельфовыми отложениями. На этапах формирования крупных рифогенных построек (малотавротинское, гердьюское, сот-чемкыртинско-пражско-эмское время) на платформе устанавливались условия мелководного шельфа с соленостью, отклонявшейся от нормальной в сторону засолонения.

Сублиторальная зона распространялась в районах, занимаемых ныне Предуральским и Предпайхойским краевыми прогибами. Она в свою очередь дифференцирована на подзоны: нижней сублиторали в пределах палеовпадин и затишных участках и верхней сублиторали в пределах

палеоподнятий и на участках течений. Фации нижней сублиторали характеризуются темно-серыми слоистыми известняками с разнообразным комплексом нормально-морской бентосной фауны. Прослои вторичных доломитов с пятнистой и массивной текстурой имеют подчиненное значение. Характерной особенностью этой зоны является практически полное отсутствие первичных доломитов и слабое развитие процессов диа-генетической доломитизации известковых осадков. Для верхней сублиторали характерны карбонатные породы с интенсивной биотурбацией, обилием и разнообразием нормального морского бентоса: кораллов, строматопороидей, криноидей, брахиопод, гастропод и водорослей.

Литоральная зона обособлялась на большей части Тимано-Печорс-кой плиты, за исключением районов, занимаемых ныне Предуральским краевым прогибом. Она разделена на две подзоны: с низкой гидродинамикой в пределах палеовпадин и затишных участках, и с активной гидродинамикой в пределах палеоподнятий и на участках течений. В подзоне с низкой гидродинамической активностью преобладали тонкослоистые доломиты, известняки тонко-мелкозернистые, сгустково-комковатые, комковатые (водорослевые). При относительных понижениях уровня моря крайне мелководный шельф отсекался от океана краевым поднятием с рифовыми сооружениями, что в условиях жаркого аридного климата приводило к засолонению и формированию линз и прослоев седиментаци-онных ангидритов (лландоверийский век). Для литорали с активной гидродинамикой характерны зернистые карбонатные отложения с реликтовой органогенной и биогермной структурой, пеллоидные, оолитовые, стро-матолитовые разности, иногда с терригенной примесью.

Супралиторальная зона охватывала крайние западные районы бассейна (современные Северный Тиман, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, северо-восток Денисовской впадины и др.). Для нее характерны пестроцветные глинисто-карбонатные, сульфатно-карбонатные, песчано-алевритовые породы, слоистые, тонкослоистые, с частой и резкой сменой по разрезу разных типов отложений, с многочисленными следами перерывов в осадконакоплении.

Анализ строения разрезов и литолого-фациальных карт позволил выявить этапность процесса осадконакопления, установить закономерности в истории развития бассейна и выделить в соответствии с масштабом (длительностью) трансгрессий и регрессий этапы разных порядков, с каждым из которых связано формирование секвенций соответствующего ранга.

Ордовикско-нижнедевонский (каледонский) структурно-формацион-ный комплекс разделен на четыре секвенции с продолжительностью формирования 20-35 млн.лет: нижнеордовикскую (терригенную), средне-верхнеордовикскую, нижнесилурийско-лудловскую, пржидольско-ниж-недевонскую (преимущественно карбонатные), которые оцениваются как секвенции 2-го порядка по Вейлу (длительностью от 10 до 80 млн. лет). Каждая из них состоит из трех системных трактов: нижнего (1-5Т), транс-

грессивного (ТЭТ) и верхнего (НБТ). Нижний системный тракт в ранне-палеозойском бассейне представлен относительно тонким клином окраины шельфа и сложен осадками гравитационных потоков и осадками, перенесенными с прибрежной равнины во время относительного падения уровня моря. Он формировался в верхней части континентального склона и сложен известняковыми брекчиями, доломитово-глинистыми сланцами со стяжениями кремней, мощностью до 70-100 м. От нижележащей секвенции нижний системный тракт отделяется границей первого типа, свидетельствующей о полном осушении большей части шельфа, предшествовавшем началу формирования следующей секвенции.

Трансгрессивный системный тракт (ТЭТ) характеризуется ретрогра-дационным напластованием. Его подошва проводится по трансгрессивной поверхности, залегающей на кровле нижнего тракта, а западнее, на большей части Тимано-Печорской плиты - на кровле нижележащей секвенции. Кровля трансгрессивного системного тракта - поверхность морского или максимального затопления - характеризуется ретроградаци-онным и агградационным напластованием.

Верхний системный тракт (НБТ) характеризуется сменой агградаци-онных комплексов на проградационные. Обычно, верхний системный тракт значительно срезается границей вышележащей секвенции. На окраине платформы с ним связаны массивные рифогенные комплексы на окраине платформы в верхнеордовикских (малотавротинских - до 500 м), в верхнесилурийских (гердьюских - до 600 м) и наиболее значительные - в нижнедевонских отложениях (свыше 1000 м).

С момента раскрытия Уральского палеоокеана в раннем ордовике Тимано-Печорская эпибайкальская плита представляла собой аллювиальные равнины и лагуны, а со среднеордовикской эпохи приобрела облик типичной пассивной окраины с широким, полузакрытым, крайне мелководным шельфовым морем. От океана шельф отделялся краевым поднятием, на котором в регрессивные этапы формировались мощные рифовые постройки, переходившие в склоновые образования. Этот переход выражен в значительном уменьшении мощностей и карбонатнос-ти осадков и в увеличении кремнистости.

Среднеордовикская трансгрессия со стороны Уральского палеоокеана началась в лланвирнский-лландейловский века и охватила перик-ратонные области плиты. Начиная с карадокского века большая территория плиты была охвачена общим прогибанием и накоплением в условиях литорали-сублиторали глинисто-карбонатных осадков (трансгрессивный системный тракт). На усть-зыбское время ашгиллского века позднего ордовика пришлась фаза максимального затопления или «разлива» ордовикской трансгрессии, ей соответствует поверхность максимального разлива. В среднеашгиллское время скорость погружения плиты замедлились, на краевом поднятии начали формироваться рифогенные постройки. Западнее, в условиях полуизолированного бассейна с повышенной соленостью, накапливались сначала сульфатно-карбонатные

осадки, которые сменились на глинисто-сульфатно-карбонатные, а в восточных районах и на галогенно-сульфатные (верхний системный тракт). Завершился средне-позднеордовикский этап региональным су-баэральным перерывом на рубеже среднего и позднего ашгилла. Сред-не-позднеордовикскому этапу седиментации, продолжительностью около 35 млн. лет, соответствует одноименная секвенция. В кровле секвенции прослеживается региональный отражающий горизонт V(O). На сейсмических профилях в кровле секвенции фиксируются многочисленные элементы эрозионного срезания. Мощность средне-позднеордовикской секвенции увеличивается с запада на восток от 100-600 м на плите до 1200 м в перикратонной части.

Следующая позднеашгиллская трансгрессия, в отличие от предыдущей, развивалась очень стремительно и уже к началу раннего силура охватила всю область плиты, вплоть до современных Северного Тимана и Канина. Это объясняется суммирующим эффектом общего прогибания плиты и эвстатического подъема уровня Мирового океана на рубеже ордовикского и силурийского периодов. На всей площади плиты установились условия сублиторали-литорали с карбонатным осадконакопле-нием (трансгрессивный системный тракт). Среднеджагалское (раннел-ландоверийское) время раннего силура соответствует максимуму трансгрессии, ему соответствует поверхность максимального разлива. Затем наступила регрессивная фаза развития бассейна, осложненная относительно кратковременной, но заметной венлокской (седъельской) трансгрессией с накоплением карбонатных осадков в условиях литорали и сублиторали. В лудловском веке на краевом поднятии начали формироваться верхнесилурийские рифогенные постройки, а в области плиты в это время накапливались глинисто-карбонатные, в том числе и седимен-тационно-доломитовые, а в западных районах - пестроцветные песча-но-доломитовые осадки, характерные для полуизолированных бассейнов (верхний системный тракт). В кровле лудловских отложений фиксируются следы субаэрального перерыва. Продолжительность этого этапа составляла около 20 млн. лет, ему соответствует нижнесилурийско-луд-ловская секвенция. Она в свою очередь состоит из трех секвенций третьего порядка: салюкинско-филиппъельской и седъельской и гердъюс-кой. С раннего силура началось формирование грабенообразных и кон-седиментационных прогибов, компенсированных накоплением осадков, на месте современного Печоро-Колвинского авлакогена и Варандей-Адь-винской структурной зоны. Мощность раннесилурийско-лудловской секвенции увеличивается в восточном направлении от 200 до 1500 метров, в палеограбенах авлакогена - до 1200 м (Харьягинский, Усинский и др.).

Следующая позднесилурийская (пржидольская) трансгрессия развивалась также стремительно и перекрыла всю площадь плиты. Она отличалась от предыдущих значительным увеличением объемов глинистого материала, особенно в раннегребенское и раннеовинпармское время. Повсеместно установились условия сублиторали-литорали с глинисто-карбонатным осадконакоплением (трансгрессивный системный тракт).

Максимум трансгрессии приходится на среднегребенское время позднего силура, ему соответствует поверхность максимального разлива. Регрессивная фаза развития бассейна осложнена относительно кратковременной и менее обширной раннедевонской трансгрессией в начале лохков-ского века. В конце века на краевом поднятии начал формироваться крупнейший в раннем палеозое нижнедевонский рифогенный комплекс, в области плиты - мощная сульфатно-карбонатная (до 500 м), а в западных районах - пестроцветная песчано-алевритовая (до 400 м) толщи (верхний системный тракт). Продолжительность формирования пржидольс-ко-нижнедевонской секвенции составляет более 20 млн. лет. Она в свою очередь состоит из трех секвенций третьего порядка: гребенской, овин-пармско-сотчемкыртинской и филиппчукской. В позднем силуре-раннем девоне усилилось прогибание участков на месте современного Печоро-Колвинского авлакогена и Варандей-Адьвинской структурной зоны. Мощность пржидольско-нижнедевонской секвенции увеличивается в восточном направлении от 20 до 1800 метров, в Печоро-Колвинском авлакоге-не - до 2400 м (Харьягинский, Усинский и Северо-Кожвинский палеогра-бены).

Завершился пржидольско-раннедевонский этап и более крупный каледонский (раннепалеозойский) цикл активизацией тектонических движений на рубеже раннего-среднего девона в виде восходящих дифференцированных подвижек по разломам фундамента. С пражского, а возможно, даже с конца лохковского века шельф, начиная с северо-западных областей, постепенно осушался, превращаясь в область денудации и переноса ранее осажденного материала не только в восточные области шельфа, но и на континентальный склон. Лишь на самом востоке и юго-востоке в пражском-эмском веках сохранялась аккумуляция в континентальных и прибрежно-морских условиях. Широкий площадной размыв отложений ордовика-нижнего девона, известный как предсреднеде-вонский (в ряде районов на него наложился более поздний предпоздне-девонский), является одним из крупнейших в осадочном чехле Тимано-Печорской плиты.

Таким образом, в результате выявления периодичности седименто-генеза крупного каледонского (раннепалеозойского) этапа, связанного с одноименным тектоническим циклом, можно сделать следующие выводы:

1. Формирование мелководно-морских осадочных образований на средне-позднеордовикском этапе происходило сначала в области перик-ратона, а к середине этапа расширилось и в платформенную часть бассейна. Они снивелировали рельеф мелководно шельфовой области бассейна, что способствовало широкому и быстрому распространению последующих трансгрессий вплоть до современного Тимана и, возможно, на Восточно-Европейскую платформу.

2. Раннесилурийско-лудловский этап характеризовавался преимущественно карбонатным осадконакопленйем на всей территории Тимано-Печорской плиты, в условиях единой равномерной направленности тек-

тонических движений. С седъельского времени раннесилурийской эпохи активизировалось прогибание на участках будущих Печоро-Колвинс-кого авлакогена и Варандей-Адзьвинской структурной зоны, компенсированное накоплением осадков.

3. Заключительный пржидольско-раннедевонский этап характеризовался общей регрессивной направленностью развития бассейна. В активно прогибавшихся грабенообразных впадинах формировались мощные глинисто-мергелистые компенсирующие толщи. В пределах краевых поднятий формировалось крупнейшее в нижнем палеозое рифоген-ное сооружение, мощностью более 1000 м. К концу этапа в пражском и эмском веках произошло общее воздымание плиты и начался неравномерный размыв ранее образовавшихся осадков.

Глава 6. Природные резервуары ордовикско-нижнедевонского комплекса

Исследования карбонатных коллекторов среднеордовикско-нижне-девонского комплекса проводились М. X. Булач, Л. П. Гмид, В. А. Жемчуговой, Т. В. Майдль, Н. Б. Рассказовой, Н. В. Танинской, экранирующие толщи в осадочном чехле ТПП изучались Б. А. Лебедевым (1979), В. И. Еременко (1984), Б. А. Пименовым (1987).

В результате проведенных исследований выявлены закономерности распределения коллекторов ордовика-нижнего девона в системе осадочных секвенций-циклитов. Их формирование в платформенной части Ти-мано-Печорской плиты связано с безглинистыми карбонатными отложениями литорали с активным гидродинамическим режимом и верхней сублиторали. Пространственно коллекторские толщи размещаются на сводовых и склоновых участках крупных палеоподнятий: Большеземельского, Лайского, Омра-Лыжского, Адзьвинского и др., интенсивно подвергшихся в процессе литогенеза процессам выщелачивания и доломитизации. В разрезе они приурочены к верхним частям трансгрессивных системных трактов и к нижним частям верхних в секвенциях второго и третьего порядка. В среднем-верхнем ордовике - это усть-зыбский горизонт, в нижнем силуре - джагалский, филиппъельский и седъельский горизонты, в верхнем силуре - гребенской горизонт, в нижнем девоне - овинпармский горизонт. При детальном изучении особенностей строения нижнесилурийской карбонатной толщи Большеземельского палеосвода, выявлено, что пласты-коллекторы часто ограничены поверхностями субаэральных или субакваль-ных перерывов в кровле мелких циклитов.

Единственный терригенный коллекторский горизонт в среднеордовик-ско-нижнедевонском комплексе связан с песчаниками наульской свиты нижнего девона (на севере Варандей-Адзьвинской зоны) и песчано-алев-ритовыми образованиями ванейвисской свиты (Шапкина-Юрьяхинский вал).

Детальные литолого-петрографические и петрофизические исследования продуктивных карбонатных отложений нижнего силура Хорейвер-ской впадины и нижнего девона в разрезах-вала Гамбурцева позволили выявить зависимость их фильтрационно-емкостных свойств, особенно-

стей распределения в породе пор, каверн и трещин, геометрии пустотного и трещинного пространства от литологического типа осадков. В результате выделены основные группы пород-коллекторов, наиболее характерные для нижнепалеозойской части разреза осадочного чехла ТПП.

1. Доломиты вторичные, интенсивно выщелоченные и перекристаллизованные до мелко-среднезернистых, с реликтовой органогенной, а иногда и биогермной (кораллово-строматопоровой) структурой. С ними связаны наиболее высокоемкие коллекторы порового, трещинно-порового и порово-трещинного типа. В пустотном пространстве этих разностей доломитов превалируют пустоты (поры и каверны) выщелачивания и поры доломитизации-перекристаллизации; последние занимают не более четверти всего объема пор. Эффективная пористость в них, определенная в шлифах, достигает в отдельных прослоях 15-20%. Пустоты выщелачивания преимущественно округлые, размером до 2-3 мм, образованы, главным образом, за счет растворения зернистого компонента. Поровая проницаемость достигает 50-100 мД, трещинная - до 5 мД.

2. Доломиты разнозернистые (от тонко- до мелкозернистых) биохемоген-ные с содержанием скелетных органогенных остатков (водоросли, фауна) до 50%, характеризующиеся водорослево-детритовой, детритовой структурой, с форменными образованиями. Пустотное пространство представлено порами доломитизации-перекристаллизации и перекристаллизации (размер их до 0,020,03 мм) и порами выщелачивания (до 0,25-0,30 мм). Эффективная пористость по шлифам составляет до 7-10%. Поры выщелачивания и доломитизации-перекристаллизации (содержание их в шлифе примерно одинаково) разнообразной формы, сообщающиеся между собой и изолированные, приурочены к наиболее трещиноватым участкам и зонам растворения зернистого материала. Образованию пор и каверн предшествовали процессы растрескивания, которые определили для этой разновидности карбонатных пород порово-трещинные типы коллекторов. Трещиноватость довольно интенсивная, плотность трещин достигает 35-1001 /м, трещинная проницаемость -до 3-10 мД.

3. Доломиты хемогенные и биохемогенные с небольшим (менее 25%) содержанием скелетных органогенных остатков (водоросли, фауна). Они обладают низкими емкостными показателями - эффективная пористость этих пород не превышает 5-7%. Основные аккумулирующие свойства связаны в них с развитием пор выщелачивания, приуроченных к трещиноватым зонам. Фильтрация осуществляется посредством микротрещин. Раскрытость трещин варьирует от 0,015 до 0,025 мм; трещинная проницаемость составляет 0,4-0,7 мД; плотность трещин изменяется от 20 до 50 1/м.

Покрышки, выделенные в среднеордовикско-нижнедевонском нефтегазоносном комплексе, приурочены к сульфатно-карбонатным и соле-носным пёчкам верхних и к глинисто-карбонатным трансгрессивных системных трактов в секвенциях 2-го порядка.

В средне-верхнеордовикской секвенции зональные покрышки связа-

ны с хорейверской свитой в южной части Хорейверской впадины (мощность 80-110 м); с соленосной толщей малотавротинского горизонта в пределах внутреннего борта Косью-Роговской впадины и Воркутского поперечного поднятия (мощностью до 100-500 м). Первая экранирует мелкую нефтяную залежь в баганской свите на Среднемакарихинском месторождении и непромышленное скопление нефти на Северо-Мастерьельской площади. Возможно, ее аналоги не утрачивают своих изолирующих способностей в южных районах Предуральского прогиба, а также в Варандей-Адзьвинской зоне. Удовлетворительными экранирующими свойствами обладает и соленосная толща, о чем свидетельствует приток газа на Кочмесской площади (скв. 3) из межсолевых отложений.

В Варандей-Адзьвинской зоне для нижнесилурийско-лудловской секвенции характерные тонкие глинисто-карбонатные и карбонатно-глини-стые прослои в верхней части гердъюского горизонта, которые экранируют мелкие и непромышленные залежи из нижележащих карбонатных пластов на Северо-Сарембойской, Хасырейской, Черпаюской, Подверь-юской и др. площадях.

Пржидольско-нижнедевонская секвенция характеризуется значительным количеством глинистого материала, особенно в нижних частях гре-бенского и овинпармского горизонтов, сформированных в трансгрессивную фазу данного этапа. Это способствовало формированию собственных экранирующих толщ зонального распространения (с мощностью глинистых прослоев до 5-50 метров) в областях древних прогибов - на юге Колвинского мегавала и в северной части Варандей-Адзьвинской зоны. Они экранируют мелкие залежи нефти в слабоглинистых карбонатных пачках в верхней части гребенского горизонта на Усть-Пяйюской и Леккеркской площадях.

Таким образом, экранирующие толщи в среднеордовикско-нижнеде-вонском карбонатном комплексе, имеют в основном локальное и зональное распространение и, как правило, низкое качество, о чем свидетельствует их значительная карбонатность и сульфатность.

В стратиграфически полных разрезах коллекторские горизонты и экранирующие толщи разделены рассеивающими толщами значительной мощности, часто превышающими амплитуду структур: от 60-120 м (мукерская свита верхнего ордовика, варандейская свита нижнего девона) до 150 м (известняки веякской свиты нижнего силура) и более 300 м (торавейская свита нижнего девона). Эти обстоятельства отрицательно сказались при формировании природных резервуаров и не позволили образоваться крупным скоплениям УВ под собственными покрышками.

Определяющую роль в нижнепалеозойском комплексе играет региональная покрышка,-представленная тиманско-саргаевскими карбонатно-глинистыми отложениями верхнего девона, которые экранируют практически все залежи среднеордовикско-нижнедевонского НГК. Ее формирование связано с самой обширной морской трансгрессией додоманикового франского бассейна на территории ТПП. На большей части провинции региональная покрышка имеет вполне удовлетворительные экранирующие

способности. И только на северо-западе (Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, север Денисовской впадины), в связи с развитием в тиманс-ко-саргаевских отложениях пористых песчано-алевритовых прослоев, и в приуральских районах, где они имеют преимущественно карбонатный состав и находятся в зоне очень сильного уплотнения, экранирующие способности региональной покрышки ухудшаются.

Установлено, что наиболее благоприятными, обеспечивающими наибольший эффективный объем ловушек, являются условия, когда основные коллекторские горизонты комплекса залегают непосредственно под истинной тиманско-саргаевской карбонатно-глинистой покрышкой. Такие условия выявлены в Денисовской впадине (Лайский вал), и особенно широко Е1 Хорейверской впадине, в южной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны и гряды Чернышева. В областях значительного размыва и интенсивного п'.пергенного изменения нижнепзг.эозойских образований под нижнефранский флюидоупор выведены коллекторы джагалского, филип-пъельского и седьельского горизонтов нижнего силура с широким развитием вторичных пор выщелачивания и перекристаллизации-доломитизации (Хорейверская впадина, Лайский вал). С этими районами связаны все известные залежи УВ в нижнесилурийских отложениях.

Региональная тиманско-саргаевская покрышка контролирует также практически все промышленные залежи УВ в овинпармском горизонте нижнего девона на территории восточного борта Хорейверской впадины, в пределах сильно дислоцированных, высокоамплитудных валов Варандей-Адзьвинской структурной зоны и в южной части Печоро-Кол-винского авлакогена, где она трансгрессивно перекрывает разновозрастные и разнофациальные отложения нижнего девона.

Таким образом, продуктивность средне-вэрхнеордовикской, нижне-силурийско-лудловской и пржидольско-нижнедэвонской секвенций и связанных с ними природных резервуаров во многом определяется пространственными взаимоотношениями коллекторов, рассеивающих толщ и истинных покрышек.

Основные нефтематеринские толщи в нижнепалеозойском комплексе формировались в Предуральском прогибе, Варандей-Адзьвинской структурной зоне и в грабеновых палеовпадинах Печоро-Колвинском ав-лакогене. Они связаны с трансгрессивными системными трактами ран-непалеозойской седиментации. Наиболее высоким содержанием Сорг. (до 1,5-2%) характеризуются глинисто-карбонатные отложения верхнего силура - нижнего девона, мощносью до 2400 м (Харьягинский, Усинский палеограбены современного Печоро-Колвинского авлакогена), в меньшей степени образования нижнего силура - верхнего ордовика. Преобладающий тип органического вещества - сапропелевый. В Печоро-Кол-винском авлакогене общая мощность всех среднепродуктивных (Сорг. -1-5%) слоев комплекса изменяется в пределах 30-60 м, а низкопродуктивных (Сорг. - 0,3-0,7%) - от 60 до 100 м. В Варандей-Адзьвинской зоне мощность среднепродуктивных слоев достигает 20 м, а низкопродуктив-

ных -100 м. Впадины Предуральского прогиба по имеющимся на сегодня данным характерны низкой продуктивностью. Мощность слоев этой категории не превышает 50 м (Данилевский, 1994).

Очаги нефтеобразования зародились в нижних слоях среднеордо-викско-нижнедевонского НГК, на глубинах 2,2 км к началу герцинского цикла тектогенеза (средний девон) в палеограбэновых прогибах Печо-ро-Колвинского авлакогена (Ярейю-Хыпьчуюскич, Харьягинский, Усинс-кий, Северо-Кожвинский), а также в пери:сратснном палеопрогибе, на месте современного западного склона Урала и Предуральского прогиба. В последующий этап геологической истории, начиная со среднефрэнского времени позднедевонской эпохи, помимо дополнительного вовлечения нижнепалеозойских отложений в гласную зону нефтеобразования, а глубже 4,5 км в главную зону ггзосбра?ор?.ни<\ начиналось формирование значительного количества зон нефтегазонгкопления.

Глава 7. Перспективы нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонского комплекса

В среднеордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе наиболее благоприятными палеотектоническими условиями для формирования зон нефтегазонакопления (зон аккумуляции) являлись:

1. Устойчиво существовавшие на протяжении позднего палеозоя-мезозоя палеоподнятия Большеземельского палеосвода в районе Сан-дивейской - Баганской, Северо-Хоседаюской - Оврп::<ной, Варкнавтской, Оленьей структур. Эта территория, начиная с раннепермской эпохи (с началом вторичной латеральной и вертикальной миграции) являлась крупнейшим нефтегазосбором рассматриваемого комплекса в ТПП.

2. Унаследованно развивавшиеся в палеозое Адзьвинский палеосвод, Усть-Талотинское и Няртейягинское палеоподнятия и сформировавшиеся на их месте в мезозойскую эру инверсионно-блоковые структуры Сарем-бой-Лекейягинского и Талотинского валов, валов Гамбурцева, Сорокина.

3. Относительно приподнятый Лайский палеовал, а также унаследованно развивавшийся Возейский выступ, которые получили свою структурную выраженность в результате инверсии Печоро-Колвинского авлакогена в пермском и триасовом периодах.

4. Территория западной половины Верхнепечорской впадины, где на протяжении длительного периода времени (до начала пермского периода) существовал ряд палеоподнятий, которые были впоследствие частично или полностью расформированы, а УВ этой зоны заполнили ловушки более молодых НГК.

Основные перспективы открытия новых скоплений УВ в отложениях среднеордовикско-нижнедевонского НГК в ТПП связаны с Хорейверс-кой впадиной и Варандей-Адзьвинской структурной зоной. В пределах этих двух крупных нефтегазоносных областей еще числится более 200 млн. т извлекаемых неразведанных ресурсов категории С3+Д при наличии локальных структур и открыты почти все месторождения этого НГК, в т. ч. такие крупные, как им. Р. Требса, им. А. Титова, Верхневозейское и

Хасырейское. Продуктивные отложения, представленные преимущественно литоральными образованиями, характеризуются высоким емкостным потенциалом, заложенным как на стадии седиментогенеза, так и в диагенезе и на стадии эпигенеза, в результате проявления региональных предсреднедевонского и предпозднедевонского размывов. Определяющее значение для формирования природных резервуаров явилось экранирование нижнепалеозойских коллекторов тиманско-саргаев-ской карбонатно-глинистой покрышкой и отсутствие среднедевонских и верхнедевонских (яранско-джьерских) алеврито-песчаных отложений.

Исходя из литолого-фациальных и структурно-тектонических особенностей в среднеордовикско-нижнедевонском НГК выделены высокоперспективные и перспективные зоны нефтегазонакопления (ЗНГН).

В Хорейверской впадине строение среднеордовикско-нижнедевонс-кого комплекса характеризуется глубоким его размывом в центральной части и выходом наиболее высокоемких коллекторов нижнего силура и нижнего девона под региональную покрышку. Соответственно, зоны нефтегазонакопления для этого комплекса выделяются, в основном, по приуроченности к ареалам распространения под тиманско-саргаевской покрышкой тех или иных стратиграфических подразделений.

На западном борту Хорейверской впадины к высокоперспективным относятся: Западно-Сандивейская ЗНГН, расположенная в поле выходов под региональную покрышку макарихинской и сандивейской свит, и Восточно-Возейская ЗНГН ограниченная полями выходов макарихинской, сандивейской и веякской свит и связанная с тектонически-экранированными ловушками Колвинской зоны разломов. На этой территории открыт ряд нефтяных месторождений, в том числе крупное -Верхневозейское. Вторичные доломиты имеют открытую пористость до 14-22%, при поровой проницаемости до 65-73 мД, трещинной - до 5-10 мД. Тип коллектора - трещинно-поровый, порово-трещинный, реже -поровый. Несмотря на значительную разбуренность этих зон, здесь подготовлен ряд мелких, антиклинальных, осложненных малоамплитудными нарушениями структур, выявленных детальными сейсморазведочны-ми исследованиями, ориентированными на нижнепалеозойский комплекс.

Перспективные Восточно-Сандивейская и Янемдейская ЗНГН, расположены в поле выходов веякской свиты на Сандивейском поднятии. Вторичные доломиты, характерные здесь только для нижневеякской под-свиты имеют открытую пористость до 7-10%, при поровой проницаемости до 94 мД, трещинной - до 5 мД. Тип коллектора - порово-трещинный, трещинно-поровый. Анализ материалов бурения в комплексе с детальными сейсморазведочными исследованиями позволил установить причины отрицательных результатов и рекомендовать к бурению ряд антиклинальных, осложненных малоамплитудными нарушениями структур.

В поле выходов под региональную покрышку верхнесилурийских отложений, с низким качеством коллекторских свойств пород, ЗНГН не выделены.

На восточном борту Хорейверской впадины к высокоперспективным относится Восточно-Колвинская ЗНГН с распространением под ре-

гиональной покрышкой хатаяхинской свиты нижнего девона. Здесь открыты крупные месторождения: им. А.Титова и им. Р.Требса. Коллекторы - вторичные доломиты имеют открытую пористость до 11-15%, при поровой и трещинной проницаемости до 4-5 мД. Тип коллектора - поро-во-трещинный, трещинно-поровый. В этой ЗНГН прогнозируются ловушки антиклинального (сводового) типа, осложненные стратиграфическими и тектоническими экранами, в т.ч. и в акватории Печорского моря.

Перспективная Западно-Сорокинская ЗНГН выделена вдоль тектонических нарушений вала Сорокина и связана с выходом под тиманско-саргаевскую покрышку карбонатных отложений хатаяхинской свиты нижнего девона. Здесь прогнозируются мелкие по запасам залежи в ловушках антиклинального типа, осложненных тектоническими экранами.

Варандей-Адзьвинская структурная зона является вторым после Хо-рейверской впадины регионом, где реально можно планировать открытие новых залежей УВ в породах среднеордовикско-нижнедевонского НГК. Этот комплекс содержит 81 млн. т извлекаемых ресурсов нефти, что составляет 22% от всех прогнозных ресурсов Варандей-Адзьвинской структурной зоны и 75 млн. т запасов категории С2, что обеспечивает ресурсную базу для размещения ГРР. Зоны нефтегазонакопления выделены преимущественно по структурному критерию в связи с очень резкой структурной расчлененностью отложений и повсеместным распространением коллекторов, в основном в хатаяхинской свите нижнего девона. Высокоперспективные ЗНГН с доказанной нефтеносностью связаны с высокоамплитудными валами (Сорокинская и вала Гамбурцева) и с малоамплитудными валами (Медынско-Лекейягинская, Сарембой-Енганехойская, Талотинская). Вторичные доломиты хатаяхинской свиты имеют открытую пористость до 7-12%, при поровой проницаемости до 31 мД, трещинной - до 3,7 мД. Тип коллектора - трещинно-поровый, порово-трещинный. Здесь выявлены и прогнозируются антиклинальные, тектонически-экранированные ловушки, в т.ч. и в акватории Печорского моря.

Перспективные Морейюская и Верхнеадзьвинская ЗНГН с распространением антиклинальных ловушек приурочены к одноименным впадинам.

Зоны нефтегазонакопления в других нефтегазоносных областях и районах Тимано-Печорской провинции обладают более низкими перспективами, чем Хорейверская и Варандей-Адзьвинская НГО, вследствие уменьшения амплитуды размыва в предсредне-позднедевонское время и как следствие - ослабления гипергенных процессов.

В Печоро-Колвинском авлакогене выделяется перспективная Запад-но-Командиршорская ЗНГН на западном борту Лайского вала, ограниченная зоной выходов нижнесилурийских карбонатных образований под тиманско-саргаевскую покрышку. Скважиной 52-Командиршор здесь установлена промышленная газоносность седъельского горизонта. Вторичные доломиты имеют пористость до 7-9%, при проницаемости (поровой и трещинной до 3-4 мД), тип коллектора - трещинно-поровый, трещинный. Здесь прогнозируется распространение антиклинальных, тектони-чески-экранированных ловушек.

В южной части Колвинского мегавала выделена перспективная Уси-но-Возейская ЗНГН, ограниченная распространением хатаяхинской свиты нижнего девона под тиманско-саргаевской покрышкой. Здесь выявлены залежи нефти на Средневозейском поднятии, на Леккеркском месторождении. Вторичные доломиты хатаяхинской свиты имеют открытую пористость до 5-7%, при поровой проницаемости до 11 мД, трещинной -до 2,5 мД. Тип коллектора - порово-трещинный. Перспективы открытия новых скоплений УВ связываются с районом, расположенным к югу и юго-западу от Усинской структуры, где происходит последовательное эрозионное срезание нижнедевонских пачек с выходом под региональную покрышку пластов-коллекторов.

На гряде Чернышева выделены перспективные Нядейтинская и Хоседаюская зоны нефтенакопления. Залежи нефти выявлены на Южно-Степковожском месторождении в хатаяхинской свите нижнего девона и на Усино-Кушшорском - в отложениях гердъюского горизонта верхнего силура. Вторичные доломиты имеют пористость до 5-8%, при проницаемости (поровой и трещинной) до 3 мД, тип коллектора -трещинно-поро-вый, порово-трещинный. Перспективы нефтеносности здесь связаны с антиклинальными, тектонически-экранированными ловушками верхнего силура - нижнего девона. В настоящее время здесь подготовлен ряд структур, среди которых - крупная по размерам Воргамусюрская прираз-ломная структура.

Кочмесская перспективная ЗНГН - связана с областью развития соленосной покрышки в Предуральском прогибе. Она характеризуется значительными глубинами залегания возможно продуктивных толщ (>5500 м), которые не были вскрыты глубокими скважинами, и требует изучения детальными сейсморазведочными работами.

Заключение

Основные результаты проведенных исследований среднеордовикс-ко-нижнедевонских преимущественно карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции сводятся к следующему:

1. Выявлены закономерности строения среднеордовикско-нижнеде-вонских разрезов на основании изучения естественной этапности развития единого бассейна, проведено их расчленение и корреляция. Уточнена граница ордовика и силура на территории ТПП; из основания прилук-ской свиты нижнего силура выделена салюкинская свита, имеющая по-зднеордовикский возраст; ваньюская свита разделена на три самостоятельные свиты; веякская толща переведена в ранг свиты и разделена на три подсвиты.

2. Прослежена по разрезу и по площади седиментационная цикличность карбонатных ордовикско-нижнедевонских отложений, которая позволила выявить изменения направленности процесса осадконакопле-ния и выделить секвенции 2-го порядка: средне-верхнеордовикскую, ниж-несилурийско-лудловскую, пржидольско-нижнедевонскую и составляющие их системные тракты.

3. Выделена последовательность фациальных зон для каждой секвенции: континентального склона и подножия (бассейновая), рифовых отмелей на окраине платформы, сублиторальная (верхняя и нижняя), литоральная (с низкой и активной гидродинамикой) и супралитораль-ная. Разнофациальность ордовикско-нижнедевонских отложений определялась периодической сменой регионального прогибания и воздыма-ния территории, на общем фоне глобальной эвстатики.

4. С учетом палеотектонического анализа установлено, что для трансгрессивных системных трактов, представленных преимущественно глинисто-карбонатными породами, характерны нефтегазоматеринские толщи; для нижних частей верхних системных трактов, сложенных часто карбонатными породами, - потенциальные коллекторы; для кровельных частей верхних системных трактов и для основания трансгрессивных - с глинисто-сульфатно(галогенно)-карбонатными отложениями - экранирующие и рассеивающие толщи.

5. Выделены основные типы пород-коллекторов, которые объединены в группы по совокупности их емкостных и фильтрационных параметров, определяющие тип коллектора. Наиболее высокоемкие коллекторы порового, трещинно-порового и порово-трещинноготипа связаны с осадками с реликтовой органогенной и биогермной (кораллово-строматопоровой) структурой, накапливавшимися в условиях литорали (с активной гидродинамикой) и верхней сублиторали на сводах и склонах древних палеоподнятий.

6. Выявлены палеотектонические и литолого-фациальные особенности формирования зон нефтегазонакопления в разных структурно-формационных областях Тимано-Печорской провинции. Определяющую роль играло развитие крупных конседиментационных структур, влияющих на формирование первичной пористости карбонатных осадков в седиментогенезе, испытавших в предсредне-позднедевонское время интенсивный размыв с формированием вторичной емкости, и перекрытых региональной тиманско-саргаевской покрышкой.

7. Определены литолого-фациальные критерии нефтегазоноснос-ти, главными из которых являются вещественный состав отложений, по-стседиментационные изменения пород, строение осадочных систем в секвенциях, слагающих нефтегазоносный комплекс. Они контролируют закономерности распространения коллекторов и покрышек, их сочетание в резервуарах, взаимоотношение с нефтегазоматеринскими толщами.

8. Выделены высокоперспективные и перспективные зоны нефтегазонакопления в среднеордовикско-нижнедевонском НГК Тимано-Печорской провинции, связанные, в основном, с нижнесилурийскими и нижнедевонскими отложениями в Хорейверской впадине, Варандей-Адзьвин-ской структурной зоне, Печоро-Колвинском авлакогене и Предуральс-ком прогибе. Заслуживает внимания Кочмесская перспективная ЗНГН с возможными газовыми залежами под соленосной покрышкой верхнего ордовика.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Литолого-петрографические критерии прогноза нефтегазоносности нижнедевонских отложений вала Гамбурцева // Нефтегазоперспективные объекты Тимано-Печорской провинции и методы их прогнозирования. Л., ВНИГРИ, 1990, с. 72-77. Соавторы: Жемчугова В. А., Каракчиева С. В.

2. Литологические и стратиграфические предпосылки размещения ловушек в нижнесилурийских отложениях юга Хорейверской впадины // Методические принципы прогноза поисков и разведки нефти и газа. Тезисы докладов научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. М„ ВНИГНИ, 1990, с. 45-46.

3. Особенности формирования карбонатных пород-коллекторов в ордовикско-силурийских отложениях западного борта Хорейверской впадины // Тезисы XI Коми Республиканской молодежной научной конференции. Сыктывкар, 1990, с. 93.

4. Зоны нефтегазонакопления в силурийских и девонских поддома-никовых отложениях севера Тимано-Печорской провинции // Международная конференция по потенциалу нефти и газа в Баренцевом и Карском морях и прилегающей суши. (Тезисы докладов). Мурманск, 1992, с. 20. Соавторы: Никонов Н. И., Ларионова 3. В., Юдина Г. Д.

5. Граница ордовика и силура в разрезах Тимано-Печорской провинции // Палеонтологический метод в геологии. М., ИГиРГИ, 1993, с. 24-26. Соавторы: Мельников С. В.

6. Стратиграфическая схема верхнего ордовика южных районов Ти-мано-Печорской провинции // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России. Тезисы Всероссийской геологической конференции. Том II. Сыктывкар, 1994, с. 122. Соавторы: Мельников С. В.

7. Особенности строения Верхневозейского месторождения нефти // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Европейского Северо-Востока России. Тезисы Всероссийской геологической конференции. Том II. Сыктывкар, 1994, с. 149-150. Соавторы: Фокина С. Г.

8. Этапы седиментогенеза и нефтегазоносность среднеордовикско-нижнедевонского комплекса Тимано-Печорской провинции. // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента. Материалы 5-ой научной конференции Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар, 1996, с. 69-71.

9. Этапы развития и нефтегазоносность ордовикско-нижнедевонско-го седиментационного бассейна Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции II Тезисы докладов научно-практической конференции «Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России» (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения), М„ ВНИГНИ, 1997, с. 23-24. Соавторы: Богацкий В. И., Никонов Н. И.

10. Стратиграфия ордовика Тимано-Печорской плиты // Конференция рабочей группы по геологии ордовика Балтоскандии. Тезисы докладов. С.Петербург, 1997, с. 37. Соавторы: Мельников С. В., Жемчугова В. А.

11. Распространение конодонтов в ордовике Тимано-Североуральс-кого региона // Конференция рабочей группы по геологии ордовика Бал-тоскандии. Тезисы докладов. С.-Петербург, 1997, с. 39. Соавторы: Мельников С. В., Жемчугова В. А.

12. Эволюция осадочных систем в ордовике Северного Урала // Конференция рабочей группы по геологии ордовика Балтоскандии. Тезисы докладов. С.-Петербург, 1997, с. 60. Соавторы: Мельников С. В., Жемчугова В. А.

13. Эволюция Тимано-Печорского седиментационного бассейна (с позиций sequence stratigraphy) // Тезисы докладов второго международного симпозиума «Био- и секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов», С.-Петербург, ВНИГРИ, 1997, с. 54-55. Соавторы: Ларионова 3. В., Богац-кий В. И., Никонов Н. И., Галкина Л. В., Костыгова П. К., Куранова Т. И., Москаленко К. А., Шабанова Г. А.

14. Lower Paleozoic Deposits of the Timan-Pechora Platform and Their Significance for Oil and Gas Presence in the Region // 30th IGC Abstracts. Volume 2. Beijing, China, 1996, p. 159. With Bogatsky V., Danilevsky S„ Nikonov N.

15. Oil Presence in Lower Paleozoic within the Timan-Pechora Plate // Abstracts. 1997 AAPG International Conference & Exhibition. Vienna, Austria, 1997, p. A6. With Bogatsky V., Danilevsky S„ Nikonov N.

Текст научной работыДиссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Мартынов, Андрей Вениаминович, Санкт-Петербург

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

На правах рукописи

УДК 551.7.022:553.98.061.4 (470.13)

МАРТЫНОВ Андрей Вениаминович

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫЕ КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОРДОВИКСКО-НИЖНЕДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель: академик РАЕН, доктор геолого-минералогических наук

Макаревич В.Н.

Санкт-Петербург 1998

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Список иллюстраций 3

Список таблиц 5

Список используемых сокращений 6

Введение 7 Глава 1. Геологическое строение и нефтегазоносность

Тимано-Печорской провинции 10

1.1. Характеристика разреза осадочного чехла 10

1.2. Тектоническое районирование 13

1.3. Нефтегазоносность и нефтегазогеологическое районирование 21 Глава 2. Состояние изученности

ордовикско-нижнедевонских отложений 34

Глава 3. Методика исследований 40 Глава 4. Литолого-стратиграфическая характеристика

ордовикско-нижнедевонских отложений 43

4.1. Стратиграфическая характеристика разреза 43

4.2. Основные типы пород 57 Глава 5. Фации и условия формирования отложений

ордовика, силура и нижнего девона 64

5.1. Фациапьные зоны 64

5.2. Эволюция развития бассейна 70 Глава в. Природные резервуары

ордовикско-нижнедевонского комплекса 92

6.1. Коллекторы 92

6.2. Экранирующие и генерирующие толщи 105

6.3. Палеоструктурный анализ размещения

аккумулирующих и генерирующих толщ 112 Глава 7. Перспективы нефтегазоносное™ ордовикско-

нижнедевонского комплекса 122

Заключение 131

Список литературы 133

СПИСОК ИЛЛЮСТРАЦИЙ

№№ п/п Номер рисунка Название Стр.

1 2 3 4

1 1.2.1 Карта тектонического районирования ТПП 15

2 1.2.2 Геологический профиль вкрест северной части Тимано-Печорского седиментационного бассейна 17

3 1.3.1 Карта нефтегазогеологического районирования ТПП 25

4 4.1.1 Стратиграфическая схема средне-верхнеордовикских отложений ТПП 44

5 4.1.2 Стратиграфическая схема силурийских отложений ТПП 49

6 4.1.3 Стратиграфическая схема нижнедевонских отложений ТПП 55

7 5.2.1 Литолого-фациальная карта среднего-верхнего ордовика 72

8 5.2.2 Хроностратиграфическая схема ордовика-силура-нижнего девона Тимано-Печорской провинции 77

9 5.2.3 Литолого-фациальная карта лландоверийского яруса нижнего силура 80

10 5.2.4 Литолого-фациальная карта венлокского яруса нижнего силура 82

11 5.2.5 Литолого-фациальная карта лудловского яруса верхнего силура 84

12 5.2.6 Литолого-фациальная карта пржидольского яруса верхнего силура 86

13 5.2.7 Литолого-фациальная карта лохковского яруса нижнего девона 87

14 5.2.8 Литолого-фациальная карта пражского и эмского ярусов нижнего девона 89

1 2 3 4

15 5.2.9 Папеогеологическая карта к началу среднего-позднего девона 91

16 6.2.1 Карта распределения Сорг. в среднеордовикско-нижнедевонском НГК ТПП 111

17 6.3.1 Палеоструктурная карта подошвы 02-Р1 комплекса к началу средне-позднедевонской эпохи 114

18 6.3.2 Палеоструктурная карта кровли 02-0-\ комплекса к началу раннего франа позднего девона 115

19 6.3.3 Палеоструктурная карта кровли 02-01 комплекса к началу визейского века 117

20 6.3.4 Палеоструктурная карта кровли СЬ-Рч комплекса к началу раннепермской эпохи 119

21 6.3.5 Палеоструктурная карта кровли 02-01 комплекса к началу триасового периода 120

22 7.1.1 Карта перспектив среднеордовикско-нижнедевонского НГК Тимано-Печорской провинции 125

СПИСОК ТАБЛИЦ

№№ п/п Номер таблицы Название таблицы Стр.

1 2 3 4

1 1.3.1 Распределение месторождений по крупности по структурным элементам Н-го порядка (по состоянию на 01.01.1998 г.) 23

2 1.3.2 Краткая характеристика основных месторождений и залежей О2-61 НГК Хорейверской НГО 28

3 1.3.3 Краткая характеристика основных месторождений и залежей О2-61 НГК Варандей-Адзьвинской НГО 31

4 1.3.4 Краткая характеристика месторождений и залежей 02-01 НГК Печоро-Колвинской и Северо-Предуральской НГО 33

5 5.1.1 Обстановки осадконакопления среднеордовикско-раннедевонского бассейна 65

6 5.1.2 Основные признаки фациальных зон мелководномор-ского шельфа нижнего палеозоя ТПП 67

7 5.2.1 Сопоставление стратиграфической и секвенсстратигра-фической схем нижнего палеозоя ТПП 76

8 6.1.1 Фациальные и палеотектонические условия распространения коллекторов 96

9 6.1.2 Фильтрационно-емкостная характеристика продуктивных отложений среднеордовикско-нижнедевонского НГК 98

10 7.1.1 Распределение залежей УВ в разрезе среднеордовик-ско-нижнедевонского НГК 123

11 7.1.2 Схема распределения залежей нефти и газа в 02-Р1 НГК по зонам нефтегазонакопления 127

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

гис - геофизические исследования скважин

ГК - гамма-каротаж

ГРР - геологоразведочные работы

знгн - зона нефтегазонакопления

КС - кажущиеся сопротивления

Кп - коэффициент пористости

Кпр - коэффициент проницаемости

мД - миллидарси (единица измерения проницаемости

коллектора, 1 мД= 1,02*10"15м2)

МК1 - МК4 - стадии категенеза

мов - метод отраженных волн

могт - метод общей глубинной точки

НГО - нефтегазоносная область

НГР - нефтегазоносный район

НГК - нефтегазоносный комплекс

нгмт - нефтегазоматеринская толща

ОГ - отражающий горизонт

ПС - кривая самополяризации

РС - региональные сейсмопрофили

Сорг. - содержание органического углерода в породе

тпп - Тимано-Печорская провинция

ТПСБ - Тимано-Печорский седиментационный бассейн

ТПНГБ - Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

ТП НИЦ - Тимано-Печорский научно-исследовательский

центр

УВ - углеводороды

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Среднеордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный комплекс является одним из основных по прогнозным ресурсам нефти и газа в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне (ТП НГБ) - важнейшем центре нефтегазодобывающей промышленности севера Европейской части России. Крупные залежи нефти известны в нижнедевонских (месторождения: им. Титова, им. Требса) и нижнесилурийских (Верхневозейское месторождение) карбонатных отложениях. Промышленная нефтеносность доказана также для верхнего силура и верхнего ордовика. К настоящему времени в комплексе содержится 16% начальных суммарных ресурсов углеводородов, открыто 53 залежи в 37 месторождениях нефти, газа и газоконденсата. Основная их часть находится в Хорейверской впадине (47%) и Варандей-Адзьвинской структурной зоне (43%). На современном этапе геологоразведочных работ в ТП НГБ в значительной степени исчерпан фонд крупных антиклинальных структур, растут затраты на поиски и разведку новых месторождений углеводородов, во многом контролируемых не структурными, а стратиграфическими и литолого-фациальными факторами. В этой связи возникает необходимость переосмысления огромного фактического материала и создание надежной литолого-стратиграфической основы прогноза нефтегазоносности с применением новых методов исследований.

Целью работы является выявление литолого-фациальных закономерностей в формировании и размещении по площади и в разрезе природных резервуаров (ПР) и зон нефтегазонакопления (ЗНГН) для определения наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ (ГРР).

Основные задачи исследований:

1 - стратиграфическое расчленение и детальная корреляция среднеордо-викско-нижнедевонских карбонатных отложений на основе комплексного использования литолого-петрографических, литолого-фациальных, цикл о- и секвенсст-ратиграфических методик;

2 - выяснение условий формирования отложений и особенностей процесса осадконакопления; выделение, прослеживание и анализ седиментационных цик-литов и секвенций различных порядков в зависимости от тектонического режима территории и относительных эвстатических колебаний уровня моря;

3 - выявление закономерностей распространения потенциальных пород-коллекторов, покрышек, нефтегазоматеринских и рассеивающих толщ, зон стратиграфического (эрозионного) срезания и фациального замещения;

4 - прогноз зон, благоприятных для размещения природных резервуаров с литологическими, стратиграфическими и комбинированными типами ловушек углеводородов (УВ).

Научная новизна:

1. С единых методических позиций на основе комплексного применения ли-тологических, фациальных, палеонтологических и палеоструктурных исследований и в соответствии с концепцией стратиграфии секвенций рассмотрены строение, условия формирования среднеордовикско-нижнедевонских нефтегазоносных толщ на всей территории ТП НГБ.

2. На основе выявления этапности осадконакопления всего раннепалеозой-ского бассейна, располагавшегося от современного Тимана до Урала и продолжающегося в акваторию Печорского моря, уточнена региональная стратиграфическая схема ордовикско-нижнедевонских отложений.

3. Выделены этапы осадконакопления продолжительностью от 20 до 35 млн. лет и соответствующие им секвенции второго порядка, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью: средне-верхнеордовикская, нижнесилурийско-лудловская и пржидольско-нижнедевонская.

4. Выявлены закономерности размещения коллекторов, нефтегазоматерин-ских, экранирующих и рассеивающих толщ внутри секвенций. Нефтегазоматерин-ские толщи приурочены преимущественно к нижним частям секвенций, аккумулирующие - к средним, изолирующие и рассеивающие - как к верхним, так и к нижним.

5. Прослежены границы зон эрозионного срезания, определены фации и палеотектонические условия, наиболее благоприятные для развития пород-коллекторов и покрышек.

6. Выделены зоны нефтегазонакопления с различными типами ловушек, дана их подробная характеристика.

7. Определены приоритетные направления геологоразведочных работ в нижнепалеозойском карбонатном комплексе.

Практическая значимость проведенных исследований заключается в обосновании зон размещения коллекторов, покрышек и их взаимоотношений в природных резервуарах, а также в оконтуривании зон эрозионного срезания и фа-циального замещения нефтегазоносных отложений, которые перспективны для выявления залежей углеводородов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на конференциях молодых ученых во ВНИГНИ (1990), в институте геологии Коми научного центра Уральского отделения РАН (1990, 1996), на международных, всероссийских и республиканских геологических конференциях в Мурманске (1992 г.), Сыктывкаре (1994 г.), Пекине (1996 г.), Вене (1997 г.), Москве (1997 г.), Санкт-Петербурге (1997 г.), изложены в 25 тематических отчетах Тимано-Печорского НИЦ за 1988-1998 годы.

Разработанные рекомендации использовались при составлении планов геологоразведочных работ на 1989-1998 г.г., рассматривались на Ученом Совете ТП НИЦ; в предприятиях "Ухганефтегазгеология", "Севергеофизика", "Архангельск-геология", "Нарьянмарсейсморазведка" и в других организациях нефтегазового профиля для практического внедрения.

По теме диссертации опубликовано 15 статей.

Фактический материал. В основу диссертации положены итоги исследований автора, проводимых с 1986 года в отделе литологических и тектонических основ прогноза нефтегазоносности ТП НИЦ. Проанализирован керновый материал и промыслово-геофизические данные около 700 параметрических, поисковых, разведочных и поисково-структурных глубоких скважин, находящихся в кернохра-нилищах ТП НИЦ и предприятия «Архангельскгеология»; исследовано свыше 2000 петрографических шлифов. Проанализированы и обобщены результаты определений: конодонтов - С.В.Мельниковым, остракод - ЛЛ.Шамсутдиновой,

A.Ф.Абушик, брахиопод - Ю.А.Юдиной, Т.М.Безносовой, ихтиофауны -

B.Н.Талимаа.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 7 глав и заключения, содержит 141 страницу машинописного текста, иллюстрирована 22 рисунками и 11 таблицами. Список литературы включает 154 наименования.

Диссертация выполнена в Тимано-Печорском научно-исследовательском центре и во ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук,

академика РАЕН В.Н.Макаревича, которому автор искренне признателен за внимание и поддержку при выполнении работы.

Автор особенно благодарен за постоянное внимание и помощь при выполнении и подготовке данной работы: директору ТП НИЦ В.И.Богацкому, руководителям и коллегам З.ВЛарионовой, Н.И.Никонову, С.В.Мельникову, Е.А.Богдановой, Л.Л.Шамсутдиновой, А.А.Кутлинскому, С.Г.Козлитиной, В.Г.Гуляеву.

Автор весьма признателен за советы, критические замечания В.Вл.Меннеру, Н.В.Танинской, Р.С.Сахибгарееву, ВАЖемчуговой, Ю.А.Панкратову, В.И.Еременко, С.А.Данилевскому, А.В.Куранову, Ю.А.Юдиной, З.П.Юрьевой, А.И.АнтошкиноЙ, Т.В.Майдль.

Основные защищаемые положения.

1. Расчленение и корреляция ордовикско-нижнедевонских карбонатных отложений в соответствии с естественной этапностью развития единого бассейна.

2. Размещение фациальных зон на мелководном шельфе типа карбонатной платформы в зависимости от тектонического режима развития отдельных его участков (плитных, рифтовых, перикратонных), в том числе и в пределах конседимен-тационных структур.

3. Распространение нефтегазоматеринских толщ, коллекторов и покрышек в секвенциях 2-го порядка среднеордовикско-нижнедевонского комплекса ТПП:

- нефтегазоматеринские толщи распространены в палеограбеновых и перикратонных впадинах и лриурочены к трансгрессивным системным трактам;

- коллекторы связаны с палеосводами и с палеоподнятиями и в разрезе - с нижними частями верхних системных трактов;

- экранирующие и рассеивающие толщи распространены в палеограбеновых и перикратонных впадинах в кровельных частях верхних системных трактов и в основании трансгрессивных;

4. Перспективы нефтегазоносности в среднеордовикско-нижнедевонском НГК. Они связаны:

- с отложениями литорали с активной гидродинамикой и мелкой сублиторали;

- с положительными конседиментационными структурами, испытавшими интенсивное гипергенное воздействие в результате проявления предсредне-позднедевонского размывов;

- залегание коллекторских горизонтов под региональной тиманско-саргаевской покрышкой.

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

1.1. Характеристика разреза осадочного чехла

Тимано-Печорский седиментационный бассейн (ТПСБ) находится на северо-востоке Европейской части России и занимает территорию с байкальским возрастом складчатого фундамента. Особенности его эволюции обусловлены расположением на окраине Восточно-Европейской платформы и влиянием Уральского подвижного пояса. Западной границей ТПСБ является Западно-Тиманский шовный разлом, по которому Тимано-Печорская плита примыкает к ВосточноЕвропейской платформе; восточной - Главный Уральский глубинный разлом. Южное ограничение бассейна обозначено примыканием Западно-Тиманского разлома к Главному Уральскому глубинному разлому; северное - условно находится под водами Баренцева моря и трассируется по широтной Куренцовской ступени или Северо-ПечорскоЙ моноклинали, указывая на границу с Баренцевоморско-Карской плитой.

Сложившаяся к настоящему времени структура осадочного чехла Тимано-Печорской плиты является результатом стадийности тектонического развития. Эта стадийность синхронизировалась с эволюцией Уральской геосинклинали, где установлены три основных цикла: незавершенный - каледонский (ограничившийся лишь начальной стадией), завершенный - герцинский и ныне продолжающийся -позднекиммерийско-альпийский. Каждому из циклов соответствуют крупные струк-турно-формационные комплексы (мегасеквенции): ордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-пермский-триасовый, юрско-нижнемеловой и верхнемеловой. Их нижние части формировались в обстановке трансгрессирующих бассейнов, верхние - регрессирующих. Сравнительный анализ мегасеквенций, периодичности процессов осадконакопления показал сложное строение мегасеквенций, и позволил выделить в их составе секвенции более мелкого порядка. Особенности строения последних, в том числе присутствие или отсутствие тех или иных осадочных систем (системных трактов), определяется их положением внутри мегасеквенций.

Определяющими геологическими процессами каледонского (раннепалео-зойского) цикла являлись позднекембрийско-раннеордовикское рифтообразова-ние на крайнем востоке эпибайкальской плиты, раскрытие и последующее разрастание Уральского палеоокеана, оформление пассивной окраины ВосточноЕвропейского континента, континентального склона и его подножия.

С момента раскрытия палеоокеана Тимано-Печорская область представляла собой аллювиальные равнины и лагуны, а со среднеордовикской эпохи - широкое полузакрытое, крайне мелководное шельфовое море. От Уральского океана оно отделялось краевым поднятием с мощными рифовыми барьерами. В пелаги�