Составил Н.И.Никонов

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 63

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ к рис. 3.1.

1 - 10 - формации (1 - карбонатные, 2 - глинисто-карбонатные, 3 -сульфатные, 4 - глинистые, 5 - песчано-глинистые, 6 - терригенно-карбонатные, 7 - глинисто-песчаные, 8 - песчаные, 9 - битуминозно-сланцевые, 10 - угленосные), И - 13 - графики максимальной толщины и скорости накопления НТК (11 - для Печорской синеклизы без Печоро-Колвинского авлакогена, 12 - для Печоро-Колвинского авлакогена, 13 - для Предуральского краевого прогиба)

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 64

В фазе максимальной трансгрессии формируются карбонатные формации, в том числе шельфовая карбонатная и рифогенная в мелководных областях, битуминозная доманиковая или мергелистая - для некомпенсированных прогибов, глинисто-карбонатная - формирующая толщи заполнения прогибов. В условиях внутренних морей накапливаются глинистые, в том числе битуминозно-сланцевая, формации.

В регрессивную фазу идет накопление очень разнообразных формаций: глинисто-карбонатной, сульфатно-глинисто-карбонатной, песчано-глинистой, галогенно-сульфатной и угленосной.

Формации, отложенные в определенные фазы тектоно-седиментационных циклов, по преобладающему литологическому составу объединяются в лито лого-стратиграфические комплексы (ЛСК) двух типов: преимущественно терригенные и преимущественно карбонатные.

Первые обычно формируются в фазу начальной трансгрессии и в конце регрессивной фазы. Преимущественно карбонатные ЛСК являются трансгрессивно-регрессивными, то есть накапливались, в течении фазы максимальной трансгрессии и даже в течении регрессивной фазы.

Смена терригенных формаций на карбонатные происходит обычно постепенно. Поэтому сформированы переходные глинисто-карбонатные формации. Последние не выделяются в самостоятельные ЛСК, а объединены в зависимости от преобладающего литологического состава либо с карбонатными, либо с терригенными литолого-стратиграфическими комплексами.

Ордовикско-раннедевонский цикл седиментогенеза после длительного предордовикского перерыва в осадконакоплении начинается с трансгрессивной фазы. Ей отвечает нижнеордовикская прибрежно-морская терригенная толща, сложенная аллювиально-дельтовыми и прибрежно-морскими песчаными и песчано-глинистыми толщами. В конце этой фазы накапливалась терригенно-сульфатно-карбонатная толща среднего-верхнего ордовика.

Максимальной трансгрессии отвечает салюкинско-гердьюская карбонатная (известняково-доломитовая) толща верхнего ордовика-нижнего-верхнего силура.

В регрессивную фазу откладывались глинисто-сульфатно-карбонатная, а на отдельных участках - песчано-глинистая толщи верхнего силура-нижнего девона.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 65

По преобладающему литологическому составу отложения ордовикско-раннедевонского цикла делятся на нижнеордовикский трансгрессивный терригенный ЛСК и единый среднеордовикско-нижнедевонский трансгрессивно-регрессивный преимущественно карбонатный ЛСК.

Среднедевонско-турнейский цикл седиментогенеза начался после раннеэйфельского перерыва. В начальную трансгрессивную фазу накапливалась преимущественно глинисто-песчаная среднедевонско-яранская толща. В Печоро-Колвинском авлакогене она выполняет формирующиеся грабенообразные прогибы. Этой же фазе отвечает нижнефранская (джьерско-саргаевская) преимущественно песчано-глинистая толща, вверху - глинисто-карбонатная. Являясь промежуточной, от нижележащей она резко отличается: имеет относительно небольшую толщину, но укрывает плащом всю территорию ТП НГБ.

В фазу максимальной трансгрессии накапливались доманиково-фаменские преимущественно карбонатные формации с широким развитием рифогенной.

В регрессивную фазу накапливалась карбонатно-песчано-глинистая толща турнейского яруса. В ее составе карбонатные породы уже имеют меньшее значение, чем в верхнедевонской, а в районах Предуральского краевого прогиба - второстепенное. На юге последнего уже широко развиты песчано-глинистые толщи.

Отложения среднедевонско-турнейского цикла, следовательно, могут быть разделены на среднедевонско-нижнефранский трансгрессивный преимущественно терригенный ЛСК и доманиково-турнейский трансгрессивно-регрессивный преимущественно карбонатный ЛСК.

В связи со значительными формационными различиями нижний комплекс в свою очередь может быть разделен на подкомплексы (ЛСПК).

Визейско-триасовый цикл седиментогенеза после краткого ранневизейского перерыва в осадконакоплении начинается с начальной трансгрессивной фазы, в течении которой формируются глинисто-песчаные отложения кожимского надгоризонта визейского яруса. Завершение начальной фазы приходится на тульское время, в течение которой накапливалась промежуточная глинисто-карбонатная толща.

Максимальной трансгрессии отвечает окско-сакмарская карбонатная (известняково-доломитовая) толща.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 66

Регрессивная фаза этого цикла начинается с формирования артинско-кунгурской глинисто-карбонатной пачки на платформенной части территории ТП НГБ и мощной флишевой, переходящей в молассовую, песчано-глинистой толщи - в начинающем прогибаться Предуральском краевом прогибе (угленосной - на севере прогиба и сульфатно-соленосной -на юге его). Продолжается регрессивная фаза формированием мощной молассовой толщи песчано-глинистых, преимущественно континентальных, и в Предуральском прогибе угленосных пород верхней перми.

С регрессивной фазой связана континентальная триасовая глинисто-песчаная толща.

Отложения визейско-триасового цикла делятся на пять литолого-стратиграфических комплексов.

Нижняя песчано-глинистая пачка выделена как кожимский трансгрессивный терригенный ЛСК.

Тульская глинисто-карбонатная и алексинско-нижнепермская карбонатные толщи, а также мелководно-шельфовые карбонаты артинского яруса объединены в окско-нижнепермский трансгрессивно-регрессивный карбонатный ЛСК. В составе последнего выделяются два ЛСПК: окско-верхнекаменноугольный карбонатный и ассельско-артинский карбонатный. Их разделение обусловлено значительными формационными различиями, связанными с влиянием на формирование последнего обширной некомпенсированной впадины на северо-востоке бассейна. Это привело к развитию рифогенной формации на ее бортах и маломощной депрессионной формации сезымских глинистых карбонатов - внутри впадины.

Артинско-кунгурская сульфатно-терригенно-карбонатная толща выделена в ранг одноименного регрессивного сульфатно-терригенно-карбонатного ЛСК, во-первых, как резко отличающаяся формационно набором специфических флишевых, молассовых, угленосных и соленосных формаций, от выше- и нижезалегающего ЛСК, во-вторых, как имеющая объем пород, сопоставимый с другими ЛСК и даже превышающий их. Скорость осадконакопления достигала в Предуральском краевом прогибе 300 м/млн.лет. При этом, нижняя граница сульфатно-терригенно-карбонатного ЛСК по возрасту является асинхронной, скользящей от подошвы артинского яруса в осевой зоне Предуральского краевого прогиба до подошвы кунгурского - на платформе.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 67

Верхнепермская и триасовая песчано-глинистые толщи представляют собой одноименные регрессивные терригенные ЛСК, разделенные стратиграфическим перерывом.

Юрско-раннемеловой цикл седиментогенеза начинается после общего предъюрского перерыва в осадконакоплении. В начальную трансгрессивную фазу происходит отложение ранне-среднеюрской прибрежно-морской преимущественно песчаной толщи. Фазе максимальной трансгрессии отвечает келловейско-волжская песчано-глинистая формация. В регрессивную фазу была сформирована неокомская глинисто-алевритовая пачка.

Отложения юрско-раннемелового цикла объединены в один литолого-стратиграфический комплекс.

Поздний мел-неоген-четвертичный цикл седиментогенеза не оказал какого либо существенного влияния на формирование нефтегазоносных толщ в ТП НГБ. Поэтому в отчете он не рассматривается.

Промышленная нефтегазоносность и нефтегазопроявления распространены по всему разрезу палеозоя и нижней части мезозоя (триас). Распределение нефтегазоносности по разрезу, в первую очередь, определяется структурными этажами или этажами нефтегазоносности. Участвующие в строении структурных этажей (или этажей нефтегазоносности) геологические формации при наличии у них необходимых свойств и возможностей для генерации УВ, их миграции, формирования и сохранения залежей могут быть квалифицированы в качестве нефтегазоносных. В "Методических указаниях..." (1983) понятие о нефтегазоносной формации сформулировано как "естественно-историческая ассоциация горных пород, генетически связанных между собой во времени и пространстве по региональным палеогеографическим и палеотектоническим условиям, благоприятным для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления".

В практике поисково-разведочных работ и особенно при сравнительной прогнозной оценке перспектив нефтегазоносности широко используется такая единица вертикальной зональности как нефтегазоносный комплекс (НГК). Критерии выделения НТК и принимаемые при этом границы и объемы пока уверенно не разработаны. Под НГК в "Методических указаниях..." (1983) подразумевается "литолого-

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 68

стратиграфическое подразделение, потенциально нефтегазоносное в пределах крупных единиц нефтегазогеологического районирования территории (НТО, НГР), включающее перекрытые региональной покрышкой коллекторские толщи (резервуары, пласты), объединяемые общностью свойств содержащихся в них нефтей и газов. Нефтегазоносный комплекс может содержать и один, и группу резервуаров. По генетической связи между скоплениями нефти и газа по отношению к вмещающим нефтегазоносным комплексам последние разделяются на сингенетичные, содержащие нефтегазопродуцирующие толщи, и эпигенетичные, не содержащие таковых". Присутствие региональной (зональной) покрышки выдвигается в качестве основного критерия при определении НТК в "Словаре по геологии нефти" (1988). В сложных геологических условиях Тимано-Печорской провинции с большой долей натяжки можно проследить лишь две региональные покрышки - аргиллиты тиманской свиты нижнего франа и глинисто-галогенные и аргиллитовые породы - кунгура. Большинство же покрышек имеют локальное и зональное значение и не могут выполнять те региональные функции, которые им отводятся при выделении НТК. Тем не менее, региональная нефтегазоносность в ТПП установлена поэтажно и свойственна определенным соотношением пород, т.е. формациям. Поэтому нефтегазоносность НТК предопределяется наличием и соотношением в них природных резервуаров и нефтегазогенерирующих толщ (НГТТ), а эти качества зависят, скорее всего, от принадлежности НТК к той или иной общности литолого-стратиграфических формаций или субформаций. Следовательно, НТК являются по существу структурно-формационными подразделениями, и ведущим критерием их выделения и обоснования будут не региональные покрышки, а границы комплексов формаций (субформаций) и слагаемых ими структурных этажей (подэтажей)

Структурно-формационный подход к выделению НТК представляется наиболее приемлемым в практической деятельности и в теоретических исследованиях. Анализ палеотектонической природы структурных этажей и литолого-генетического характера формаций позволяет установить или прогнозировать тип природного резервуара, особенности его коллектора и покрышки, генерационные и миграционные возможности.

В полной мере требованиям к выделению нефтегазоносных комплексов соответствуют описанные выше литолого-стратиграфические

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 69

комплексы. Они сложены ассоциациями геологических формаций генетически связанными между собой по региональным палеогеографическим и геотектоническим условиям. Генетическая общность природных резервуаров, слагающих литолого-стратиграфические комплексы, обусловлена принадлежностью к преимущественно терригенным или к преимущественно карбонатным толщам.

Литолого-стратиграфические комплексы, сформированные в фазы начальной трансгрессии, отделены от вышезалегающих глинистыми толщами, которые представляют собой региональную (тиманско-саргаевская) или зональные (тульская) глинистые покрышки. Региональной покрышкой является кунгурская глинистая толща, сформированная на этапе начальной регрессии.

Литолого-стратиграфические комплексы - трансгрессивно-регрессивные или регрессивные - отделены от вышезалегающих крупными стратиграфическими несогласиями. Наличие региональных или зональных покрышек, являющихся границами одних ЛСК, и поверхностей стратиграфических перерывов, являющиеся границами других, позволяет обеспечивать в определенной мере единство онтогенеза УВ в пределах выделенных лито лого-стратиграфических комплексов.

Таким образом, именно литолого-стратиграфические комплексы и были положены в основу выделяемых в осадочном палеозойско-мезозойском чехле нефтегазоносных комплексов. Выделяется девять НТК:

нижне-среднеордовикский терригенный - Oi.₂;

среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный - O₂-Di;

среднедевонско-франский терригенный - D₂-D₃f2;

доманиково-турнейский карбонатный - D₃dm-Cit;

нижне-средневизейский терригенный - CiVi.₂;

средневизейско-нижнепермский карбонатный - CiV₂-Piar карб.;

нижнепермский карбонатно-терригенный - Piar терр.-Pik;

верхнепермский терригенный - Р₂;

триасовый терригенный - Т.

Два нефтегазоносных комплекса разделены на подкомплексы (НГПК), соответствующие описанным выше литолого-стратиграфическим подкомплексам. В среднедевонско-франском терригенном НТК выделены среднедевонско-яранский и нижне-среднефранский терригенные НГПК. В

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 3. Нефтегазоносные комплексы 70

состав средневизейско-нижнепермского НТК входят окско-верхнекаменноугольный и нижнепермский карбонатные НГПК.

Соответствие нефтегазоносных комплексов литолого-стратиграфическим обеспечило четкую связь их с определенными фазами тектоно-седиментационных циклов и определенные различия НТК в зависимости от формирования в ту или другую фазы.

Нижне-среднеордовикский, среднедевонско-франский, и нижне-средневизейский терригенные НТК сформированы в фазы начальной трансгрессии крупнейших тектоно-седиментационных циклов. Они характеризуются широким развитием разнообразных прибрежно-морских, дельтовых и аллювиальных природных резервуаров, сложенных песчаниками. Они перекрыты глинистыми покрышками и имеют зональные и локальные глинистые покрышки внутри НТК.

Трансгрессивно-регрессивными являются среднеордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский, средневизейско-нижнепермский НТК. Природными резервуарами в них являются карбонатные тела, преимущественно мелководно-шельфового и рифового генезиса. Среднеордовикско-нижнедевонский и доманиково-турнейский НТК, включающие в полном объеме отложения регрессивной фазы, испытали на больших территориях глубокие региональные размывы, в результате чего были сформированы новые соотношения коллекторов и покрышек.

Особо выделяются регрессивные артинско-кунгурский карбонатно-сульфатно-терригенный, верхнепермский и триасовый терригенные НТК. Первый отнесен в ранг НТК лишь из-за своих весьма значительных толщин, но коллекторов почти не содержит и в целом представляет собой региональную покрышку. Верхнепермский и триасовый терригенные НТК отличаются завершенностью регрессивного осадконакопления. По генезису природных резервуаров они близки к НТК, сформировавшимся в фазы начальной трансгрессии. Природные резервуары представлены телами аллювиального, дельтового и разнообразного прибрежно-морского генезиса. Вместе с тем, глубокий размыв верхнепермского НТК ставит его в один ряд с трансгрессивно-регрессивными НТК. Однако этот размыв не оказал существенного влияния на изменение соотношения коллекторов и покрышек, так как все покрышки верхнепермского и триасового НТК являются внутриформационными.

Тимано-Печорский научно-исследовательский центр

Глава 4. Условия седиментации НГК 71