CC BY
32
Н.В. Конанова
Институт геологии КомиНЦ УрО РАН, Сыктывкар
konanova@geo.komisc.ru
ГАЗОНОСНОСТЬ ТИМАНО-СЕВЕРОУРАЛЬСКОГО РЕГИОНА (глубинные критерии)
Результаты интерпретации поля силы тяжести Тимано-Печорской провинции (ТПП) по методике гравитационного зондирования с использованием аппарата численного дифференцирования позволили выработать глубинные критерии мантийной газоносности ТПП и выявить перспективные области, в которых в настоящее время может происходить процесс дегазации мантии и обеспечивается сохранность глубинных газовых потоков (возможно, мантийного гелия).
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) - одна из крупных нефтегазодобывающих провинций России, на территории которой открыто более 200 месторождений углеводородного сырья. Расположение в пределах европейской части России, и, соответственно, близость к энергетическим потребителям и к системам нефте- и газопроводов обуславливают ее экономическую привлекательность для энергетических компаний и инвесторов.
Очевидно, что в перспективе участие Тимано-Печор-ской провинции в работе энергетического сектора экономики будет заключается не в наращивании ресурсов, которые считаются в настоящее время исчерпанными, а в участии в процессах глубокой переработки углеводородного сырья. При этом необходимо активно использовать имеющиеся данные по глубинным критериям мантийной газоносности.
Известно, что в мантии, где активность кислорода мала, в первую очередь Н и Не, а также СН4, Б, СО, N являются первыми компонентами флюидных систем, формирующихся в верхней мантии и мигрирующих в земную кору. Преимущественно «кислый» состав пород консолидированной земной коры на пути миграции флюидного потока определяет высокий уровень сохранности первичного состава, а безгранитные участки земной коры способствуют вытеснению газовых составляющих водой и углекислотой (Летников и др., 1977).
Гелий отличается большой химической инертностью, легкостью, проникающей способностью, подвижностью, высокой удельной теплоемкостью и испытывает тенденцию к накоплению в высокотемпературной (проницаемой, разуплотненной) области. По проницаемым породам и разломам гелий и другие газы мигрируют к поверхности Земли. В результате тектонической активности недр залежи могут иметь сложный компонентный состав, включающий мантийную газовую составляющую с выровненными изотопными соотношениями газов. И, напротив, высокое содержание мантийного изотопа гелия свидетельствует о существенной дегазации и разогретости глубин.
В конце 80-х годов в отделе геологии горючих ископаемых Института геологии Коми научного центра УрО РАН были начаты исследования по изучению глубинного строения литосферы Печорской и Западно-Сибирской плит по методике гравитационного зондирования с использованием аппарата численного дифференцирования (Мало-вичко, Тарунина, 1981). В результате проведенных исследований построены первые плотностные модели строе-
ния литосферы и подлитосферной мантии данной территории, которые отражают реальную картину распределения физических параметров (плотности) в литосфере исследуемой территории, ошибка полученных данных для глубоких слоев литосферы не превышает 10 - 15%.
Результаты изучения глубинного строения Тимано-Се-вероуральского региона по методике гравитационного зондирования легче вписываются в модель абиогенного генезиса углеводородов. Однако, автор придерживается концепции Б.А.Соколова по данному вопросу, в соответствии с которой процесс образования нефти и газа происходит при взаимодействии двух разнонаправленных потоков. Один из них связан с погружением и катагенетичес-ким преобразованием пород и содержащегося в них рассеянного органического вещества, а другой - с подъемом конвективного теплового потока, осуществляющего теп-ломассоперенос из нижних частей бассейна к его поверхности (Соколов, 2001). Автор считает, что неорганическая составляющая нефтегазоносности (в виде дополнительно-
Рис. 1. Критерии мантийной газоносности Тимано-Североуральского региона (часть 1).
1 - верхняя кора (гранитный слой) повышенной мощности по данным ГСЗ, 2 - верхняя мантия повышенной проницаемости (пониженной плотности), 3 - непроницаемые породы консолидированной части земной коры, 4 - перспективные участки по глубинным признакам.
го прогрева осадочных бассейнов, возникновении проницаемых зон, существовании областей дегазации и дефлю-идизации мантии) весьма значительная и достойна пристального внимания нефтяников.
В результате проведенных исследований выявлено блоковое строение литосферы и подлитосферной мантии приблизительно до глубины 600 - 1000 км. Учитывая, что плотные (холодные) блоки литосферы являются условно менее «проницаемыми» для глубинных флюидов (в плотных блоках существуют локальные линейные участки проницаемых пород, связанные с зонами глубинных «незалеченных» разломов), а разуплотненные (горячие) блоки являются флюидо- и газонасыщенными, и, следовательно, условно «проницаемыми», стало возможным изучение «проницаемости» литосферы и подлитосферной мантии исследуемой территории.
Особое внимание на схематических картах строения литосферы, полученных в результате гравитационного зондирования Тимано-Североуральского региона, следует уделять зонам с абсолютно «проницаемыми» породами на всех интерпретационных уровнях, которые характеризуются пониженными значениями плотности вещества. Такие зоны можно трактовать как области восходящих конвективных потоков, несущих разогретый материал из глубин литосферы и подлитосферной мантии.
При сопоставлении месторождений нефти и газа на Печорской и севере Западно-Сибирской плит и зон «проницаемости» литосферы и подлитосферной мантии, наблюдается приуроченность крупных месторождений нефти и газа к зонам контакта плотных (холодных) и разуплотненных (горячих) блоков. Видимо, роль температурного барьера, возникающего при столкновении горячих конвективных потоков с холодными блоками, при генерации углеводородов оказывается весьма значительной. При этом наиболее четкая приуроченность крупных месторождений нефти и газа к границам блоков характерна для Западно-Сибирской плиты, в пределах Печорской плиты наблюдается более сложная картина, но основная тенденция сохраняется.
Очевидно, что абсолютное большинство высокодебит-ных месторождений нефти и газа Тимано-Печорской провинции расположено над зонами контакта разнородных блоков. Этот факт может свидетельствовать о значительном влиянии плотностных неоднородностей литосферы на нефтегазоносность территории ТПП. По-видимому, особенности глубинного строения литосферы следует учитывать при определении источника дополнительной дефлюидизации и дегазации в зонах разгрузки температур, давлений и напряжений в литосфере (Конанова, 1997).
Данные о приуроченности месторождений углеводородного сырья для Тимано-Печорской провинции к различным ветвям термодинамических режимов консолидированной части земной коры, осадочного чехла и верхней мантии сведены в таблицу «Размещение месторождений природных углеводородов ТПП по типу термодинамического режима» (Табл.).
В результате проведенных исследований выявлено, что значительное количество месторождений Тимано-Северо-уральского региона фиксируется над зонами повышенной проницаемости консолидированной коры и верхней мантии. Этот факт свидетельствует о том, что мы можем
констатировать значительную степень прогретости и проницаемости недр, процессы дегазации и дефлюидизации литосферы ТПП, и как следствие, предполагать дополнительную генерацию углеводородов в пределах этих месторождений.
Также мы должны учитывать при определении перспектив нефтегазоносности территорий (особенно газоносности) релаксацию давлений, напряжений и температур в зонах контакта плотных (холодных) и разуплотненных (горячих) блоков литосферы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, поскольку в таких зонах идут процессы глубинной разгрузки теплового потока, давлений и напряжений. В этих областях наблюдается наложение исключительно благоприятных глубинных условий для формирования и сохранности мантийных гелиевых потоков -наличие восходящей ветви мантийной конвекции (проницаемых пород мантии), увеличение мощности гранитогнейсового подкомплекса (верхней коры), сокращение мощности гранулито-базитового комплекса (нижней коры), наличие горных пород повышенной проницаемос-
Направление термодинамического режима МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТПП
т (восходящая ветвь, проницаемые породы) Нямедьское (Г), Леккемское(НГП), Кушкоджское (Г), Розьдинское (Г), Северо-Седьельское (Г), Седьельское (Г), Западно-Изкосьгоринское(Г), Изкосьгоринское (НГП), Войвожское (ГН), Чернореченское (ГП), Зеленецкое (Г), Айювинское (НП), Кыкыельское (НП), Западно-Тэбукское (Н), Ваньюское (НП), Южно-Тэбукское (Н), Вельское (Н), Джъерское (Н), Нибельское (ГН), В ерхнеомринскос (ГН), Нижне-Омринское (ГН), Джебольское (Г), Южно-Джебольское (Г), Прилукское (Г), Восточно-Пальюское (НГП), Северо-Кожвинское (Н), Каменское (НП), Кыртаельское (КГН), Южно-Кыртаельское (Н), Югидское (ГН), Западно-Соплесское (КНГ), Худоельское (Г), Южно-Лиственичное (НП), Печоро-Кожвинское (КГ), Печорогородское (КГ), Аранецкое (НГП), Войское (НП), Васнлковское (КГ), Ванейвисское (КНГ), Шапкинское (Г), Южно-Шапкинское (КГН), Среднесерчейюское (НГ), Папппорское (Н), Верхнегрубешорское (Н), Лаявожское (КНГ), Командиршорское (НГП), Мишваньское (НП), Северо-Харьягинское (Н), Харьягинское (Б), Возейское, Сандивейское (Н), Салюкинское (Н), Усино-Кушшорское (НП), Кочмесское (НГП), Лемвинское (I'll), Сынинское (НП), Курьинское (Г), Вуктыльское (НКГ), Козлаюское (Г), Кырташорское (Г), Патраковское (ГП), Рассохинское (Г), Пачгинское (ГП), Югид-Вуктыльское (ГП)
1 (нисходящая ветвь, непроницаемые породы) Верхнечутинскос (НГП), 11ижнечутинское (Н), Водный промысел (НГП), Ярегское (Н), Чибъюское (Н) Лузское (Н), Ленавожское (НП), Мичаюское (Н), Северо-Савиноборское (Н), Восточно-Савиноборское (Н), Папшинское (КГН), Покчинское (НП), Троицко-Печорское (НГ), Яггыдинское (Н), Северо-Мылвинское (Н) Коровинское (КГ), Белузейское (ГНП), Хыльчуюское (ГН), Южно-Хыльчуюское (Н), Варандейское (Н), Торавейское (Н), Южно-Торавейское (Н), Наульское (Н), Лобаганское (Н), Седьягинское (Н), Нядейюское (НП), Падимейское (ГН), Кожимское (Г), Интинское (Г), Пыжьельское (Н)
и (зона контакта) Восточно-Чаркаюское(НП), Сотчемьюское (НП), Исаковское (Н) Ираельское (НП), Лемыоское (Н), Кумжинское (ЮГ), Ярейтоское (КГН), Усинскоб (Н), Среднемакарихинское (Н), Баганское (НП), Восточно-Хорейверское (НП), Сарембойское (Н), Северо-Сарембойское (Н), Леккейягинское (НП), Тобойское (НП), Талотинское (НП)
Сокращения: месторождения: Н - нефтяные, Г - газовые, ГН - газонефтяные, НГ — нефтегазовые, КГ — конденсатно-газовые, НКГ - нефте-конденсатно-газовые, КНГ -конденсатно — нефтегазовые, КГН — конденсатно-газонефтяные, проявления: НП -нефтяные, ГП — газовые, НГП — нефтегазовые, ГНП — газонефтяные.
Табл. Размещение месторождений природных углеводородов тпп по типу термодинамического режима.
Рис. 2. Критерии мантийной газоносности Тимано-Североуральского региона (часть 2).
1 - породы нижней коры повышенной плотности (пониженной проницаемости), 2 - породы верхней коры пониженной плотности (повышенной проницаемости), 3 - основные глубинные разломы, 4 - перспективные участки: 1 -Коротаихинский, 2 - Косью-Роговский, 3 - Печоро-Колвинский, 4 - Ижемский, 5 - Печорогородский, 6 - Притиманский, 7 -Кировско-Кажимский, 8 - Зауральский.
ти (пониженной плотности) консолидированной части разреза земной коры. Все эти глубинные признаки отражены на рисунках 1, 2. На них вынесены области, объединяющие следующие глубинные геологические признаки:
■ плотные («непроницаемые») породы нижней коры,
■ разуплотненные («проницаемые») породы верхней коры,
■ разуплотненные («проницаемые») породы нижней коры,
■ верхнемантийные «проницаемые» породы,
■ гранито-гнейсовый слой повышенной мощности (Краснопевцева, Щукин, 2000).
В результате проведенных исследований выявлены перспективные участки на обнаружение мантийного гелия. В этих областях соотношение Не3/Не4 должно быть повышенным. С позиций глубинного строения ТПП можно предположить повышенную концентрацию мантийного гелия и газов мантийного генезиса в нефтегазовых месторождениях ТПП в районе Косью-Роговской впадины и в прилегающих к ней поднадвиговых участках ЗападноУральской структурно-формационной зоны Урала, в ак-ваториальной части Коротаихинской впадины, в восточной части Ижемской впадины.
В пределах северной части Волго-Уральской антекли-зы также отмечается перспективная область для обнаружения глубинных газовых составляющих, приуроченная к северной оконечности Кировско-Кажимского прогиба. При наличии поверхностных условий - разломов в земной коре, высокоемких резервуаров, покрышек, структурных и прочих ловушек, - здесь можно ожидать наличие залежей нефти и газа с самым высоким в Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции процентным содержанием мантийных газов, в том числе и гелия.
В настоящее время запасы нефтегазового потенциала в Республике Коми считаются исчерпанными (Кочетков, Гайдеек и др., 2000). В свете наших проведенных исследований по изучению глубинного строения Тимано-Северо-уральского региона следует, что вопрос об исчерпаемос-ти месторождений углеводородного сырья необходимо изменить на вопрос о приуроченности месторождений нефти и газа к восходящей ветви углеводородного (?) потока, а точнее, проницаемым блокам земной коры и верхней мантии. Пристальное внимание следует уделять зонам сквозной проницаемости недр, заполненных разуплотненными породами на всех уровнях литосферы, отслеживая их с глубоких горизонтов до поверхности. Естественно, если месторождение находится в области интенсивной разгрузки температур, давлений и напряжений или восходящей ветви УВ-потока (?) из глубоких недр Земли, то следует ожидать дополнительной ресурсной составляющей.
Выводы
Крупные месторождения нефти и газа Печорской и Западно-Сибирской плит расположены над зонами контакта плотных (холодных) и разуплотненных (горячих) блоков. Видимо, роль температурного барьера, возникающего при столкновении горячих конвективных потоков с холодными блоками, при генерации углеводородов оказывается весьма значительной.
Абсолютное большинство высокодебитных месторождений нефти и газа Тимано-Печорской провинции расположено над областями повышенной проницаемости литосферы или над зонами контакта разнородных блоков. Выявлены перспективные участки, в которых содержание мантийных газовых составляющих должно быть максимальным на территории Тимано-Печорской провинции.
Литература
Актуальные научно-технические проблемы развития геологогеофизических, промысловых и поисково-разведочных работ в Республике Коми. (колл. авт.: О.С. Кочетков, В.И. Гайдеек, Л.Н. Алиси-евич, К.В. Лебедева, Е.В. Колониченко, Н.В. Конанова, А.П. Абра-мичев и др.). Ухта: КРО РАЕН, 2001.
Конанова Н.В. Глубинное строение Пай-Хоя и сопредельных территорий. Сыктывкар. 1997.
Краснопевцева Г.В., Щукин Ю.К. Объемная глубинная модель земной коры Восточно-Европейской платформы по данным региональных сейсмических исследований. Глубинное строение литосферы по результатам сейсмических исследований. Региональная геология и металлогения. №10. Санкт-Петербург. ВСЕГЕИ. 2000. 75-85.
Летников Ф.А. и др. Флюидный режим земной коры и мантии. М., Наука. 1977.
Маловичко А.К., Тарунина О.Л. Использование высших производных при обработке и интерпретации результатов геофизических наблюдений. М.:Недра. 1981.
Соколов Б.А. К созданию общей теории нефтегазоносности. Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки: Сб. науч. трудов. №26. М., 1991. 62-68.
Надежда Витальевна
Конанова
кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник Института геологии КомиНЦ УрО РАН. Область научныгх интересов: глубинное строение Тимано-Североуральскогорегиона и сопредельныгх территорий.
