Кудымкарского вала в пермской области

Практикой установлено, что наиболее устойчивыми, а значит и благоприятными для сохранения залежей нефти являются структуры облекания рифогенных и эрозионных выступов. В то же время локальные поднятия тектонического происхождения и приуроченные к ним структуры-ловушки в процессе истории своего геологического развития нередко частично или полностью расформировываются, что приводит к переформированию залежей нефти или же к их полному разрушению. В связи с этим было интересно провести палеотектонический анализ развития локальных ловушек на Кудымкарской, Старцевской и Егоровской площадях Кудымкарского вала, выяснить причины получения на них отрицательных результатов глубокого бурения на нефть, которые надолго задержали развитие поисков нефти в пределах Коми-Пермяцкого автономного округа, где они стали ограниченно проводиться лишь в его юго-восточной части.

Этот анализ был осуществлен с использованием метода построения так называемых “изопахических треугольников” (Машкович, 1976; Нейман, 1984). Впервые данный метод был разработан (но не опубликован) сотрудниками ВНИГНИ Ю.А. Каравашкиной и Е.Н. Пермяковым в 1951 г. Позднее, вслед за К.А. Машковичем (1976), во многих научно-исследовательских организациях он распространился как “усовершенствованный” вариант метода “изопахического треугольника”. Не вдаваясь в его детали, следует отметить, что данный метод основан на анализе изменения мощности отдельных интервалов разреза осадочного чехла, соответствующего скорости тектонического прогибания отдельных участков локальных поднятий. При этом, обычно анализируется во времени изменение структурного плана покрышек потенциальных ловушек нефти.

Кудымкарское поднятие тектонического происхождения расположено в южной части приразломного Кудымкарского вала. По кровле кунгурских отложений оно имеет вид брахиантиклинальной складки, вытянутой в меридиональном направлении. Длина ее – 15,3 км, ширина – до 4 км, амплитуда 10 м (рис. 1). По нижележащим горизонтам палеозоя поднятие имеет аналогичное строение, но его северная периклиналь с глубиной выполаживается, размеры свода уменьшаются до 8х2,2 км по тульскому горизонту и до 7х2,2 км по тиманскому горизонту. Амплитуда западного более крутого крыла одноименного вала с глубиной также уменьшается от 62 м по кунгурскому ярусу, до 42 м по тульскому и тиманскому горизонтам.

В результате исследований, проведенных по материалам буровых работ, установлено, что локальные ловушки Кудымкарского поднятия имеют довольно сложную историю своего геологического развития, отрицательно отразившуюся на возможностях образования нефтяных залежей. Так, нижнефранская ловушка

Рис. 1 (к статье В.М.Проворова и др., 1998).

Структурные и палеоструктурные карты Кудымкарского поднятия: нижнефранской ловушки по кровле тиманского горизонта на конец тульского (1.1), верейского (1.2), иренского (1.3) времени и в настоящее время (1.4); среденевизейской ловушки по кровле тульского горизонта к концу верейского (2.1), иренского (2.2) времени и в настоящее время (2.3); среднекаменноугольной ловушки по кровле верейского горизонта к концу иренского времени (3.1) и в настоящее время (3.2); 4.1 – структурная карта Кудымкарского поднятия по кровле иренского горизонта кунгурского яруса Р₁

Рис. 2 (к статье В.М.Проворова и др., 1998).

Структурные и палеоструктурные карты Старцевской и Егоровской площадей: нижнефранской ловушки по кровле тиманского горизонта на конец тульского (1.1), верейского (1.2), иренского (1.3) времени и в настоящее время (1.4); средневизейской ловушки по кровле тульского горизонта к концу верейского (2.1), иренского (2.2) времени и в настоящее время (2.3); среднекаменноугольной ловушки по кровле верейского горизонта к концу иренского времени (3.1) и в настоящее время (3.2); 4.1 – структурная карта по кровле иренского горизонта кунгурского яруса Р₁

этого поднятия к концу тульского времени с севера была раскрыта, а к концу верейского времени, наоборот, оказалось расформированной ее южная периклиналь (рис. 1.2). Эта ловушка с более ярко выраженным восточным крылом оказалась замкнутой лишь к концу иренского времени кунгурского века (рис. 1.3). К этому этапу геологического развития нижнефранской ловушки потенциально нефтематеринские породы терригенного девона вошли в главную фазу нефтеобразования (Кутуков, 1981) и она могла быть заполнена сингенетичной нефтью, так как ее северная и южная переклинали были хоть и слабо, но замкнуты. Возможно, существовавшая небольшая залежь нефти в дальнейшем расформировалась, т.к. северная периклиналь нижнефранской структуры-ловушки к настоящему времени оказалась раскрытой (рис. 1.4). В пользу вывода о расформировании существовавшей ранее залежи нефти свидетельствуют значительные нефтепроявления, полученные при бурении на Кудымкарской площади. Так, в скв. 1 из пласта Д_II был поднят нефтенасыщенный песчаник с глубины 2046,9–2050,7 м. Кроме того, в пласте Д_о также был встречен прослой нефтенасыщенного песчаника и песчанистого алевролита мощностью, соответственно, 0,15 и 0,4 м. При испытании тиманских отложений был получен лишь приток пластовой воды с окисленной нефтью.

Средневизейская ловушка Кудымкарского поднятия к концу верейского времени была почти раскрыта на западном крыле при интенсивном погружении восточного крыла (рис. 2.1). К концу иренского времени кунгурского века западное крыло ловушки также практически отсутствовало. К настоящему времени данная структура -ловушка замкнута со всех сторон (рис. 2.3) и небольшая залежь сингенетичной нефти могла бы существовать, так как визейские нефтематеринские толщи уже вступили в главную зону нефтеобразования (ГЗН). Однако отрицательную роль сыграло отсутствие надежной тульской покрышки, так как ее нижние 15 м сложены терригенными породами, а верхние два метра - карбонатными, которые по данным исследований содержат примесь глинисто-алевритистого состава (Балашова и др., 1963; Проворов и др., 1997).

У среднекаменноугольных ловушек к концу иренского времени кунгурского века отсутствовало западное крыло (рис. 3.1). К настоящему времени данные ловушки (верейская и башкирская) замкнуты со всех сторон (рис. 3.2). Залежи сингенетичной нефти в них не должно было существовать, так как среднекаменноугольные нефтематеринские породы здесь не попали в ГЗН. Выяснение причин необнаружения залежей эпигенетической нефти требует дополнительных исследований, в том числе процесса вскрытия и испытания пластов, качества покрышек.

Палеотектонический анализ Старцевской (на юге) и Егоровской (на севере) площадей показал, что нижнефранские ловушки к концу тульского времени при наличии восточного крыла почти полностью раскрылись на западе (рис. 2.1). К концу верейского времени, также при наличии восточных крыльев, амплитуда
западных составляла уже около 5–7 м (рис. 2.2). Залежи сингенетичной нефти не могло быть, так как терригенный девон еще не вступил в ГЗН из-за малых глубин.

К концу кунгурского века при наличии западного и восточного крыльев северная периклиналь уже единого Егоровско-Старцевского поднятия раскрылась (рис. 2.3). Это вероятно и привело к расформированию возможно существовавшей в терригенном девоне сингенетичной залежи нефти, так как эти отложения уже вступили в ГЗН (глубина 1400 и более метров). Действительно, при бурении скважины 1-Старцево в фаменских доломитах в интервале 1542–1545 м (вынос керна – 0,15 м), были отмечены незначительные выделения густой окисленной нефти по кавернам и трещинам. Их можно рассматривать как следы миграции нефти из вероятно существовавшей в районе скважины 1-Старцево небольшой залежи нефти в терригенном девоне, так как к настоящему времени северная периклиналь Егоровско-Старцевской структуры оказалась еще более раскрытой (рис. 1.4). Поэтому, поиски нефти в терригенном девоне следует возобновить лишь с более северного участка в районе скважины 8-Егорово, где по устному сообщению С.А.Винниковского при бурении был получен приток нефти из терригенного девона.

В визейских терригенных отложениях структуры-ловушки к концу верейского времени были почти раскрыты на восточном крыле и, возможно, на южной периклинали (рис. 2.1). К концу кунгурского времени единая ловушка была полностью замкнута, но ее амплитуда была не более 15 м (рис. 2.2). Скопление сингенетичной нефти не могло быть, так как визейская толща к этому времени не вошла в ГЗН из-за малых глубин (около 1000 метров). Однако, при бурении скважины в терригенном визе были встречены следы миграции нефти вероятно из нижележащей залежи в терригенном девоне Старцево. Эти нефтепроявления возможно также следует увязывать и с предположительно ранее существовавшей небольшой залежью эпигенетической нефти. Так, к настоящему времени визейская ловушка полностью замкнута со всех сторон (рис. 2.3). Ее амплитуда составляет 15–16 метров, но покрышка сложена проницаемыми породами (Балашова и др., 1963).

Среднекаменноугольные ловушки (верейская и башкирская) к концу кунгурского века были полностью раскрыты на северных периклиналях, поэтому залежи нефти не могли сформироваться (рис. 3.1), тем более, что к настоящему времени они с севера так и остались незамкнутыми (рис. 3.2.).

Палеотектонический анализ развития локальных структур-ловушек в южной части Кудымкарского вала в целом показал, что проводившаяся ранее практика подготовки объектов на поиски нефти в девоне и карбоне по данным только структурно-поискового бурения в этом районе была малоэффективна, а само геологическое развитие структур-ловушек оказалось довольно неблагоприятным для формирования и сохранения сколь-либо значительных залежей нефти. По-видимому, нефтепоисковые работы следует продолжить в северной части Кудымкарского вала, где раскрытие северных периклиналей локальных поднятий с глубиной будет менее интенсивным.

Контрольные вопросы

1. Метод мощностей, предпосылки его использования, возможности и недостатки.

2. Методика построения структурных карт; соотношение палеоструктурных карт подошвы стратонов и карт их мощностей. Недостатки метода мощностей. Возможности метода мощностей в палеотектоническом анализе.

3. Метод треугольников в палеоструктурном анализе локальных платформенных структур.

4. Роль стратиграфии и фациального анализа в методике палеотектонического анализа.

5. Карта мощности стратона как палеоструктурная карта его подошвы. Недостатки метода. Учёт фаций и палеорельефа. Уплотнение осадков.

6. Применение палеотектонического анализа в геологии нефти и газа.

7. Карта мощностей стратона. Сложение карт мощностей. Интерпретация карт.

8. Палеотектонические графики, методика их построения, интерпретация и практическое значение. Учёт фаций. Значение стратиграфических границ.

9. Использование геофизических реперов границ стратонов; ограничения, связанные с основным фациальным законом и природой геофизических реперов границ стратонов.

10. Если все необходимые предпосылки применения метода мощностей для анализа нисходящих движений земной коры выполняются, то можно ли карту мощности девонской системы интерпретировать как палеоструктурную карту? Если можно, то для какой поверхности (по стратиграфической шкале) и на какой момент геологического времени (по геохронологической шкале)?

11. Если все необходимые предпосылки применения метода мощностей для анализа нисходящих движений земной коры выполняются, то можно ли карту мощности нижнего отдела девонской системы интерпретировать как палеоструктурную карту? Если можно, то для какой поверхности (по стратиграфической шкале) и на какой момент геологического времени (по геохронологической шкале)?

12. Если все необходимые предпосылки применения метода мощностей выполняются, то можно ли карту мощности ассельского яруса нижнего (приуральского) отдела пермской системы интерпретировать как палеоструктурную карту? Если можно, то для какой поверхности (по стратиграфической шкале) и на какой момент геологического времени (по геохронологической шкале)?

13. Сформулировать вопрос по данным построенных карт и предложить несколько различных редакций правильных ответов на него.