CC BY
143
К ЮБИЛЕЮ Е.А. КОЗЛОВСКОГО
УДК 553.982.23 + 552.54
DOI 10.31087/0016-7894-2019-3-23-38
Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП
© 2019 г.1Н.К. Фортунатова, А.Г. Швец-Тэнэта-Гурий, М.А. Бушуева, А.С. Канев, С.А. Лучина, А.А. Авдеева, А.Г. Володина, Н.Ю. Холмянская
ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]
Поступила 22.02.2019 г. Принята к печати 01.03.2019 г.
Ключевые слова: Волго-Уральская нефтегазоносная провинция; верхнедевон-турнейский, нижнепермский комплексы; карбонатные отложения; седиментологический анализ; отложения доманикового типа; литологические, структурно-литологические ловушки; нефтегазоносность; месторождения нефти и газа.
Рассмотрены вопросы прогноза структурно-литологических и литологических ловушек в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах Средне-Предуральской, Южно-Предуральской, Пермско-Башкир-ской, Уфимской и Арланской нефтегазоносных областей. На основе методики седиментологического анализа, включающей диагностику генетических типов отложений, разработку седиментационно-емкостных моделей и геолого-геофизических эталонов осадочных комплексов, на базе геологической интерпретации данных бурения и сейсморазведки по технологии «Регион-Сейс 3D» выделены типы литологических и структурно-литологических ловушек, связанных с рифовыми, склоновыми, клиноформными, оползневыми телами в составе карбонатных нефтегазоносных комплексов. Разработаны карты строения осадочных комплексов и показаны зоны распространения различных типов ловушек. На моделях, профилях и картах отражено взаимоотношение традиционных и нетрадиционных резервуаров.
1Для цитирования: Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Бушуева М.А., Канев А.С., Лучина С.А., Авдеева А.А., Володина А.Г., Холмянская Н.Ю. Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП. - Геология нефти и газа. - 2019. - № 3. - С. 23-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-23-38.
Methodology of lithologically screened and lithological oil and gas traps prediction in Upper Devonian-Tournaisian and Lower Permian carbonate plays of eastern Volga-Urals Petroleum Province
© 2019 | N.K. Fortunatova, A.G. Shvets-Teneta-Gurii, M.A. Bushueva, A.S. Kanev, S.A. Luchina, A.A. Avdeeva, A.G. Volodina, N.Yu. Kholmyanskaya
All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected]
Received 22.02.2019 Accepted for publication 01.03.2019
Key words: Volga-Urals Petroleum Province; Upper Devonian-Tournaisian, Lower Permian series; carbonate deposits; sedimen-tological analysis; Domanik-type deposits; lithological, lithologically screened traps; oil and gas occurrence; oil and gas fields.
Issues of lithologically screened and lithological oil and gas traps prediction in Upper Devonian-Tournaisian and Lower Permian carbonate plays of Srednepreduralsky, Yuzhnopreduralsky, Permsky-Bashkirsky, Ufimsky, and Arlansky petroleum areas are discussed. Types of lithological and lithologically screened traps are identified on the basis of sedimentological analysis including diagnostics of genetic types of deposits, creation of sedimentation-storage models, and geological and geophysical benchmark series, which is based on geological interpretation of drilling and seismic data using Region-Seis 3D technology. The following objects are identified in Upper Devonian-Tournaisian series: lithological traps associated with solitary reefs in central zones of paleodomes; lithologically screened traps in Upper Famenian-Tournaisian shallow-water clastic carbonates draping reef topsides; lithological and lithologically screened traps associated with the deposits of carbonate and argillaceous-carbonate submarine fans forming clinoform bodies in Middle and Upper Famennian, Cherepetsky, and Kizelovsky horizons of the Tournaisian Stage. The following objects are identified in Lower Permian carbonate series: lithological traps in the Asselian-Sakmarian solitary reefs; lithologically screened traps in reef mass and surrounding apron deposits within the barrier reef system; structural traps in clastic carbonate rocks in the backreef parts of Asselian-Sakmarian and Artinskian reef series; lithological and lithologically screened traps in landslide bodies in the eastern slope of the Asselian-Sakmarian reef system. Maps of sedimentary sequences structure are created where zones of different trap types development are shown. Models, cross-sections and maps show the relationships of conventional and unconventional reservoirs.
I For citation: Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Bushueva M.A., Kanev A.S., Luchina S.A., Avdeeva A.A., Volodina A.G., Kholmyanskaya N.Yu. Methodology of lithologically screened and lithological oil and gas traps prediction in Upper Devonian-Tournaisian and Lower Permian carbonate plays of eastern Volga-Urals Petroleum Province. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2019;(3):23-38. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-23-38.
На восточных территориях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) в пределах Перм-ско-Башкирской, Уфимской и Средне-Предуральской нефтегазоносных областей (НГО) к перспективным карбонатным нефтегазоносным комплексам (НГК) относятся следующие: верхнедевон-турнейский, верхневизейско-башкирский, среднекаменноуголь-но-нижнепермский. Наибольшее разнообразие лито-логических и литолого-стратиграфических ловушек свойственно верхнедевон-турнейскому и нижнепермскому НГК.
Целенаправленное изучение этих комплексов в рамках Госконтрактов и Госзадания проводилось ФГБУ «ВНИГНИ» в течение последних 8 лет. Фактическим материалом для выполнения работ послужили данные бурения и сейсморазведки, в том числе полученные за последние 10 лет. Проанализировано более 1000 скважин, 1190 сейсмопрофилей общей длиной более 25 000 км. В работе использованы методики и технологии геолого-геофизической интерпретации «Регион-Сейс 3D», сейсмостратиграфический и седи-ментологический анализы [1-3], методика изучения высокоуглеродистых кремнисто-карбонатных отложений доманикового типа [4].
Литологические ловушки в верхнедевон-турней-ском комплексе
Отложения верхнего девона и турнейского яруса на востоке Волго-Уральской НГП представлены мощным карбонатным комплексом, в строении которого участвуют отложения различных генетических типов и групп, осаждающиеся в соответствующих фациаль-ных обстановках. Полифациальное строение предопределило формирование типов литологических и структурно-литологических ловушек, со многими из них связаны нефтяные месторождения.
Помимо обычных резервуаров традиционного типа здесь также широко развиты нетрадиционные источники УВ, представленные отложениями дома-никового типа.
Важные задачи, стоящие перед авторами статьи — определение закономерностей строения отложений разного генезиса, выработка диагностических критериев их выделения по геолого-геофизическим данным, проведение эталонирования разнотипных разрезов для интерпретации данных сейсморазведки и картирования тел в межскважинном пространстве. К числу литологических и структурно-литологических ловушек в верхнедевон-турнейском НГК относятся:
- литологические, связанные с одиночными рифовыми массивами, осложняющими центральные зоны палеосводов;
- структурно-литологические в верхнефамен-турнейских мелководных обломочных карбонатах, облекающих вершинные части рифовых массивов;
- литологические и структурно-литологиче-ские, связанные с отложениями карбонатных и карбонатно-глинистых подводных конусов выноса, формирующими клиноформные тела средне- и верхнефаменского подъярусов верхнего девона, черепетского и кизеловского горизонтов турней-ского яруса.
Диагностика по данным керна и геофизических исследований скважин (ГИС), а также по материалам сейсморазведки собственно рифовых построек и обломочных карбонатов клиноформных тел — непростая задача. Изучение особенностей строения, состава и нефтегазоносности девонских рифовых массивов в Волго-Уральской НГП ведется с 1950-х гг. Эти вопросы освещены в работах В.П. Маслова [5], М.Ф. Мир-чинка, О.М. Мкртчяна и др. [6, 8-10], М.М. Грачев-ского и др. [7], Р.О. Хачатряна, А.А. Троховой [11], И.А. Антропова [12], Ф.И. Хатьянова [13], М.А. Юну-сова, Н.Я. Спасского, А.Г. Кравцова [14], И.К. Коро-люк [15], В.М. Проворова [16], Н.В. Беляевой [17], Н.К. Фортунатовой и др.[18, 19], В.А. Чижовой [20], Ю.И. Никитина и др. [21-23] и др. В результате многолетних исследований установлены основные закономерности строения рифовых комплексов различного возраста из разных бассейнов карбонатной седиментации.
Тем не менее интерпретация этих осадочных тел как по данным бурения, так и по материалам сейсморазведки обычно затруднена. Очень часто в качестве рифовых построек выделяются тела иного генезиса, характеризующиеся однородным карбонатным составом и массивной текстурой. Например, мощные тела массивных карбонатных брекчий, накапливающихся на склонах палеосводов и образующих тела клиноформной формы, или «чистые» массивно-слоистые карбонаты закрытого (экранированного) шельфа. Данные изучения керна малоинформативны из-за их фрагментарного отбора и характера неоднородности строения биогермных известняков. Поэтому очень важна разработка седиментологи-ческих моделей и геолого-геофизических эталонов разрезов, отражающих основные характерные закономерности строения комплексов, позволяющих определять тип осадочного тела как по материалам бурения, так и по данным сейсморазведки.
В пределах восточных районов Волго-Уральской НГП известны рифовые постройки, тяготеющие к Башкирскому, юго-восточным вершинам ЮжноТатарского (рис. 1) и западному обрамлению Веслян-ского палеосводов в пределах Юрюзано-Сылвенской впадины.
К таким постройкам относятся Арлано-Дюртю-линский, Чермасанский, Бастрыкский, Карача-Ел-гинский, Таймурзинский, Хилковский, Югома-шевский, Волковский, Бастрыкский, Софьинский и другие массивы. В их строении участвуют стромато-поровые и водорослевые известняки, реже доломи-
ты. Наряду со строматопоратами, водорослевыми известняками (цианобионтами) встречаются кораллы, линзы брахиопод, криноидей.
Модель фаменского рифового комплекса, развитого в пределах вершин Башкирского палеосвода, отражает закономерное изменение общей мощности и строения разрезов от центральных частей палеосвода далее к нижнефаменскому и среднефаменскому рифовым комплексам и рифовому склону (см. рис. 1 А). К центральным частям палеосвода последовательно возрастает мощность слоистых карбонатов зарифо-вой отмели, сокращается мощность и число пластов пород-коллекторов. В этом же направлении изменяется состав подрифовых отложений. Характерной чертой строения разрезов рифовых комплексов является присутствие углеродистых карбонатно-крем-нистых пород доманикового типа только в домани-ковом и речицком горизонтах. Единичные пласты и пачки отложений доманикового типа в воронежском и евлано-ливенском горизонтах появляются только в пределах склона рифового массива.
По изменению значений коэффициента эффективной мощности (Кэф) (отношение суммарной мощности пород-коллекторов к общей мощности верхнедевонского интервала разреза) четко фиксируются границы зон развития рифовых комплексов нижнего и среднего фамена (см. рис. 1 А). Значения Кэф варьируют от 0,4-0,5 в зонах развития нижнефаменского рифа до 0,35-0,43 в разрезах среднефаменского рифа.
Соотношение в разрезе слоистых карбонатов подрифовой, зарифовой и надрифовой отмелей и массивных рифовых карбонатов, наряду со значениями Кэф и Ксл (сланценосности), позволяет выделять подзоны в пределах палеосводов с различным строением разрезов и содержанием пород-коллекторов.
Мощности отложений рифовых комплексов изменяются от 500 до 570 м. Перекрывающие отложения турнейского яруса имеют мощность, не превышающую 60-70 м, в центральных частях палеосводов наблюдается их размыв.
Анализ разрезов различных палеосводов подтверждает общую закономерность изменения их строения в пределах зон развития рифовых комплексов, что позволило разработать геолого-геофизические эталоны для ловушек УВ этого типа (рис. 2).
Отдельные рифовые постройки, а также вершины палеосводов отделены друг от друга межрифовыми проливами, в которых накапливались обломочные карбонатные породы (продукты разрушения рифовых построек слоистых карбонатов мелководных отмелей), а также углеродистые породы домани-кового типа.
На седиментационно-емкостной модели строения верхнедевонских отложений в межрифовых проливах видно сочетание в разрезах отложений разного генезиса (см. рис. 1 В). Межрифовые проли-
вы глубоко вдаются в центральные области палеосводов. Разрезы межрифового комплекса, расположенного в пределах палеосводов, характеризуются преобладанием мелководных карбонатных пород, в дистальных частях комплекса широко развиты пачки углеродистых пород доманикового типа (Ксл < 0,22). Разрезы центральных частей межрифа содержат крупные (мощность до 90 м) линзы органогенно-об-ломочных известняков нижнего фамена (данковский горизонт).
Латеральное замещение пород-коллекторов рифовых комплексов плотными шламовыми известняками и доломитами, содержащими пачки углеродистых пород доманикового типа, на склонах палеосводов и в межрифовых каналах создают условия для латерального экранирования и формирования литологических ловушек.
На востоке Волго-Уральской НГП выделяется система изолированных палеосводов, осложненных рифовыми массивами, выделенных по данным бурения и сейсморазведки. Так, в сейсмической записи хорошо прослеживаются рифовые массивы в пределах восточной и юго-восточной вершин Башкирского палеосвода, юго-восточных вершин Южно-Татарского (рис. 3, 4) и центральной части Веслянского палео-свода (см. рис. 1).
Примерами месторождений с промышленно значимыми запасами нефти в фаменском рифоген-ном комплексе являются Софьинское, Тартинское, Югомашевское, Павловское, расположенные на северном склоне Башкирского палеосвода, Серафи-мовское, Стахановское, Абдуловское, Субханкулов-ское и др., находящиеся на северо-восточном склоне Южно-Татарского палеосвода. Нефтяные залежи этих месторождений массивного типа высотой до 50 м занимают верхнюю часть рифовых построек.
К структурно-литологическим ловушкам относятся ловушки, к которым приурочены залежи нефти в турнейских карбонатных отложениях, перекрывающих вершины рифовых массивов. Это так называемые структурные ловушки облекания. В этом случае структурообразующую роль играют собственно рифовые массивы. Залежи нефти связаны с породами-коллекторами, представленными обломочными известняками песчаной размерности, значения пористости в которых иногда достигают 16-18 %. Размеры залежей небольшие, обычно составляют от 1,5 х 2 до 6,5 х 9 км. Часто залежи расположены в верхней части рифовых массивов.
В зависимости от морфологической выраженности биогермов залежи приурочены либо к кизелов-скому, либо кизеловскому и черепетскому, либо кизе-ловскому, черепетскому и заволжскому горизонтам.
Примерами месторождений с залежами в тур-нейских отложениях, перекрывающих рифовые массивы, являются Арланское, Волковское, Софьинское,
Рис. 1. Fig. 1.
Карта строения верхнедевон-турнейского карбонатного комплекса восточной части Волго-Уральской НГП Map of Upper Devonian-Tournaisian carbonate sequence structure in the eastern part of the Volga-Urals Petroleum Province
4 13 22
5
14
23
6
15 24
% 7 8
16 17
9 18
Седиментационные модели: А — центральной части палеосводов с рифовыми постройками, В — межрифовых проливов, С — сред-не-верхнефаменского клиноформного комплекса, D — бортовых зон палеопрогибов, осложненных клиноформами черепетского и кизеловского горизонтов турнейского яруса, Е — залегания депрессионных отложений верхнего девона и турне в автохтонном и аллохтонном комплексах.
Зоны (1-6): 1 — центральные палеопрогибов, 2 — внутренние бортовые палеопрогибов, 3 — внешние бортовые палеопрогибов, 4 — внешние склонов палеосводов, 5 — межрифовых проливов в пределах палеосводов и их склонов, 6 — центральные палеосводов; 7 — рифовые постройки, установленные по данным бурения и сейсморазведки; 8 — область залегания карбонатных отложений девона в аллохтоне; 9 — разрывные нарушения; границы (10, 11): 10 — НГО, 11 —административные; 12 — скважины; 13 — скважины, вошедшие в разработку эталонов; 14 — сейсмические профили; 15 — положение седиментологических моделей и их индекс; 16 — биогермные известняки; 17 — органогенно-обломочные известняки и доломиты мелководных отмелей; 18 — плотные известняки и доломиты мелководных отмелей; 19 — карбонатные брекчии и шламовые известняки подводных конусов выноса; 20 — пористые обломочные известняки клиноформных комплексов; 21 — глины и глинистые известняки; 22 — породы доманикового типа; 23 — глины косьвинско-радаевской толщи выполнения; 24 — нерасчлененные отложения раннекаменноуголь-но-пермского возраста; ^ — коэффициент эффективной толщины; ^ — отражает содержание в разрезе пород доманикового типа и равен отношению суммарной мощности пластов углеродистых сланцеватых пород к общей мощности верхнего девона
Legend for Fig. 1, end.
Depositional models: A — central part of paleodomes with reef buildups, B — interreef straits, C — Middle-Upper Famennian clinoform series, D — paleo-trough flanks complicated by clinoforms of Tournaisian Cherepetsky and Kizelovsky horizons, E — occurrence of Upper Devonian and Tournaisian depression-related deposits in autochthonous and allochthonous sequences.
Zones (1-6): 1 — central of paleo-troughs, 2 — internal, flanks of paleo-troughs, 3 — external, flanks of paleo-troughs, 4 — external, slopes of paleo-domes, 5 — interreef straits within paleo-domes and their slopes, 6 — central of paleo-domes; 7 — reef buildups identified using drilling and seismic data; 8 — area of Devonian carbonate deposits occurrence in allochthon; 9 — faults; boundaries (iO, 11): 10 — Petroleum Area, 11 — administrative; 12 — wells; 13 — wells included in benchmarks; 14 — seismic lines;15 — location of depositional models and their index; 16 — biohermal limestone; 17 — shallow-water bioclastic limestone and dolomite; 18 — shallow-water tight limestone and dolomite; 19 — carbonate breccia and u calcisilitite of submarine fans; 20 — porous clastic limestone of clinoform sequences; 21 — clay and argillaceous limestone; 22 — Domanik-type rocks; 23 — clay of Kos'vinsky-Radaevsky infilling series; 24 — poorly defined Early Carboniferous-Permian deposits; K,+ — net thickness ratio; K„ — shows the content of Domanik-type rocks in the sertion, it is a ratio of total thickness of carbon-bearing shaly rocks to total thickness of Upper Devonian formations
Рис. 2. Fig. 2.
Геолого-геофизические эталоны верхнедевон-турнейских отложений Волго-Уральской НГП Geological and geophysical benchmarks of Upper Devonian-Tournaisian deposits in Volga-Urals Petroleum Province
Глубина, м ус „. Литология
0 12 SS
1600 1700 щ ШИШ
Ш-2 Pi Dfm
D3sr, tm~|
1
2
Эталоны комплексов: А — нижнефаменского рифового (скважины Софьинские-56, 73, 74), В — среднефаменского рифового (скв. Нефте-камская-23), С — фаменского межрифового (скв. Жуковская-537), D — среднефаменского клиноформного (скв. Чайкинская-57), Е — верх-нефаменского клиноформного (скв. Губанов-ская-124), F — клиноформного турнейского яруса черепетского горизонта (скв. Чекмагу-шевская-5).
Фауна (1, 2): 1 — фораминиферы, 2 — остра-коды.
Горизонты: C1ksv — косьвинский, С^ — кизе-ловский, С1сг — черепетский, D3sr — саргаев-ский, D3tm — тиманский.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Benchmarks of sequences: A — Lower Famennian Dsr- tm I reef (Sof'insky-56, 73, 74 wells), B — Middle Famennian reef (Neftekamsky-23 well), C — Famennian interreef (Zhukovsky-537 well), D — Middle Famennian clinoform (Chaikinsky-57 well), E — upper Famennian clinoform (Gybanovsky-124 well), F — clinoform of Tournaisian Cherepetsky horizon (Chekmagushevsky-5 well).
Fauna (1, 2): 1 — foraminifera, 2 — ostracods.
Horizons: C1ksv — Kos'vinsky, C1kz — Kizelovsky, C1cr — Cherepetsky, D3sr — Sargaevsky, D3tm — Timansky.
For other Legend items see Fig. 1
A
C
B
18UU
19ÜÜ
2000
2100
2=3
2200
D
E
F
Рис. 3. Fig. 3.
Седиментологическая интерпретация карбонатных верхнедевон-турнейских отложений по фрагменту глубинного разреза сейсмопрофиля Р6020068000003
Sedimentological interpretation of Upper Devonian-Tournaisian carbonate deposits in the fragment of deep section of Р6020068000003 seismic line
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800 H, м
Южно-Татарский палеосвод
Скв. Альшеевская-332 (снос * 9 км) Скв. Альшеевская-503 (снос * 8 км)
1800 .§1900 20001 2100 2200
_I_им I_I ш,_I_I
Актаныш-Чишминский прогиб
Скв. Ракитовская-404 (снос *12 км)
•3000
m
^ОГ B
ОГ Y
скяог т
ОГ D
V ^ÎSF-v 5
----у _h
» r
0 5 10 15 20 25 км , - Hi^-V ' ■ дд *
1 I I I I > ■ . ^ . ' > .
1 2 3 4 5 6 7
8
Отложения (1-8): 1 — глины косьвинской толщи заполнения, 2 — доманикового типа верхнего девона, 3 — глинисто-карбонатные внутренней прибортовой зоны палеопрогиба (кизеловские клиноформы), 4 — карбонатные и карбонатно-глинистые внешней при-бортовой зоны палеопрогибов (черепетские клиноформы), 5 — внешней и внутренней зон склонов палеосводов (клиноформы среднего и верхнего фамена), 6 — мелкого шельфа и карбонатных отмелей центральных зон палеосводов, обломочные известняки склонов рифовых массивов, 7 — рифовые постройки, 8 — мелководной карбонатной отмели малевско-кизеловского горизонта турнейского яруса.
Отражающие горизонты, связанные с: В — кровлей верейского горизонта, Y — кровлей терригенных отложений нижнего карбона, Т — кровлей карбонатных отложений турнейского яруса нижнего карбона, D — подошвой карбонатных отложений верхнего девона
Deposits (1-8): 1 — clay of Kos'vinsky infilling series, 2 — Upper Devonian Domanik-type, 3 — argillaceous-carbonate of external flank zone of paleo-trough (Kizelovsky clinoforms), 4 — carbonate and carbonate-argillaceous of external flank zone of paleo-trough (Cherepetsky clinoforms), 5 — external and internal zones of paleo-dome slopes (Middle and Upper Famennian clinoforms), 6 — shallow-marine shelf and carbonate banks of central zones of paleo-domes, clastic limestone of reef massif slope, 7 — reef buildups, 8 — shallow-marine carbonate bank of Tournaisian Malevsky-Kizelovsky horizon.
Reflecting horizons associated with: В — Vereiskian Top, Y — Lower Carboniferous Top of terrigenous deposits, Т — Lower Carboniferous Tournaisian Top of carbonate deposits, D — Upper Devonian Bottom of carbonate deposits
Тартинское, Югомашевское и др. на Башкирском па-леосводе, Серафимовское, Туймазинское, Стахановское и др. на Южно-Татарском палеосводе.
Литологические ловушки в карбонатных клиноформных комплексах среднего и верхнего подъярусов фаменского яруса, черепетского и ки-зеловского горизонтов турнейского яруса
Карбонатные и глинисто-карбонатные клино-формные комплексы генетически связаны с карбонатными формациями и распространены во многих нефтегазоносных формациях мира. Карбонатные и глинисто-карбонатные клиноформные тела сформировались в результате отложения обломочного карбонатного разнозернистого материала (от карбонатных брекчий, обломочных известняков до глыбовых накоплений, шламовых и пелитоморфных
карбонатов) в виде системы подводных конусов выноса, занимающих обширные территории на склонах палеосводов.
К отложениям этого типа можно отнести пермскую формацию Bone spring в бассейне р. Делавер [24], мощную позднепалеозойскую толщу в бассейне р. Денвер [25], формацию San Andres [26], часть карбонатной формации Leduc и Nisku в провинции Альберта [27], меловые карбонаты формации Natin в Омане [28], меловые карбонаты Турции [29] и многие другие.
Для этих формаций типичен парагенез с высокоуглеродистыми сланцеватыми нефтематеринскими породами, которые по латерали замещают карбонатные клиноформы.
На территории России глинисто-карбонатные и карбонатные клиноформные комплексы, предпо-
Рис. 4. Fig. 4.
Седиментологическая интерпретация карбонатных верхнедевон-турнейских отложений по фрагменту глубинного разреза сейсмопрофиля P0803058000002
Sedimentological interpretation of Upper Devonian-Tournaisian carbonate deposits in the fragment of deep section of P0803058000002 seismic line
Скв. Андреевская-212 (снос = 20 км)
Башкирский палеосвод
Скв. Нефтекамская-24 (снос = 7 км)
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400 H, м
4! 5800 5900 6000 6100 6200 6300 6400
1 -Р- i-- ..
У s?
ОГ B
ОГ Y ОГ Т
ОГ D
ш^щттжшшзш^
5 0 5 10 15 20 25 км ^^jf®^
vk^i'«
1
1 — отложения межрифового пролива. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3 1 — deposits of interreef strait. For other Legend items see Fig. 3
ложительно представленные подводными конусами выноса, впервые были отмечены в турнейских отложениях Камско-Кинельской системы прогибов [30] и затем в рифах Урало-Поволжья [31].
Клиноформные комплексы в верхнедевон-тур-нейских отложениях выделялись в Тимано-Печор-ской провинции В.Вл. Меннером, Н.В. Беляевой, М.В. Михайловой и многими другими исследователями ([17, 32] и др.). Эти авторы выделили «карбонатные клиноформы» и глинистые толщи заполнения и считали, что эти толщи и клиноформные тела связаны с регрессивными стадиями. В результате этих исследований клиноформные комплексы были детально стратифицированы, но характеристика ли-тологических свойств и емкостных параметров была приведена только для карбонатных частей клино-форм на небольших участках. Большая часть объема клиноформных комплексов предполагалась непродуктивной вследствие отсутствия или низкого содержания пород-коллекторов.
Клиноформные комплексы в турнейском ярусе в южной части Соликамской впадины были детально рассмотрены Э.К. Сташковой и А.Н. Морошкиным [33].
Целенаправленные работы по выявлению залежей в карбонатных подводных конусах выноса обломочного материала не проводились. Особенно сложно эта задача решается в фаменских карбонатных
клиноформах, отличающихся слабой морфологической выраженностью, линзовидным распределением пород-коллекторов, большой мощностью и отсутствием внутриформационных флюидоупоров. Тем не менее установленная в ряде мест продуктивность, большие площади распространения, парагенез с неф-тематеринскими породами определяют перспективы нефтеносности этого типа отложений (см. рис. 1).
Подводные конусы выноса сформировались в результате выноса обломочного материала по межрифовым проливам из центральных зон палеосводов на внутренние и внешние их склоны. Проксимальные зоны подводных конусов выноса к центральным зонам палеосводов замещены комплексом отложений межрифовых проливов (см. рис. 1).
Максимальные мощности карбонатных клино-формных комплексов среднего и верхнего фамена характерны для центральных и дистальных частей клиноформ внешних склонов палеосводов. Они сложены в основном массивными карбонатными брекчиями, обломочный материал в которых представлен слабодоломитизированными (содержание доломита до 5 %) плотными известняками разнообразной структуры (шламово-детритовыми, комковато-водорослевыми с фораминиферами, пелитоморфны-ми и микрокристаллическими). Цементирующим материалом служит карбонат разнообразной струк-
туры: от шламово-детритовой и пелитоморфной до органогенно-обломочной, часто цемент представлен углеродистыми карбонатно-кремнистыми породами, а также яснокристаллическим кальцитом. Характерными признаками интервалов развития брекчий являются ярко выраженная неоднородная пятнистая текстура и вынос керна в виде щебня изометричной формы различного размера.
При микроскопическом изучении брекчиевая текстура чаще всего не наблюдается. Породы характеризуются неоднородностью петрофизических и литологических свойств.
Помимо карбонатных брекчий, в строении комплексов участвуют доломитовые известняки (до 30 % доломита), органогенно-обломочные известняки и карбонатно-кремнисто-углеродистые породы, слагающие внутри комплекса отдельные линзовидные тела. Отсутствие пластов глинистых пород в составе комплексов затрудняет выявление внутреннего строения клиноформы, обусловленное периодическим поступлением обломочного материала на склоны палеосводов. В дистальных зонах подводных конусов выноса эту роль выполняют углеродистые карбонатно-кремнистые породы доманикового типа.
Большие мощности среднефранско-фаменских отложений (от 325 до 835 м), массивное строение, карбонатный состав и наличие пород-коллекторов часто являются причиной выделения этих отложений на локальных участках в качестве рифовых тел. Последние отличаются присутствием углеродистых карбонат-но-кремнистых пород в фаменском ярусе, линзовид-ной формой залегания пород-коллекторов, мощность которых может достигать 30-70 м, более низким коэффициентом эффективной толщины, слабой морфологической выраженностью в разрезе и широким площадным распространением (см. рис. 1 С).
Изучение разрезов этого типа в пределах склонов Северо-Татарского, Южно-Татарского, Башкирского, Жигулевского и Веслянского палеосводов позволило авторам статьи разработать систему геолого-геофизических эталонов средне- и верхнефаменских кли-ноформных комплексов (см. рис. 2 С). Разработанные эталоны позволили выделить фаменские клинофор-мы в сейсмической записи и закартировать их распространение (рис. 3, 4).
Залежи УВ в фаменских клиноформах в пределах Пермско-Башкирской, Уфимской и Арланской НГО установлены на Шавьядинском, Байшадинском, Тепляковском, Ургинском, Дороховском, Саузбашев-ском, Сергеевском и других месторождениях, на некоторых из них залежи содержатся и в перекрывающих отложениях турнейского яруса.
В отличие от карбонатных клиноформ среднего и верхнего фамена, плохо расчленяющихся на отдельные самостоятельные тела среднего и верхнего фа-мена, в турнейском комплексе четко выделяются
черепетские карбонатные или глинисто-карбонатные клиноформные тела (см. рис. 1 D), карбо-натно-глинистые и глинистые клиноформы кизе-ловского горизонта. Клиноформы турнейского яруса формируют линейные зоны вдоль бортовых уступов Камско-Кинельской системы прогибов, последовательно омолаживаясь по направлению к центральным зонам депрессий. Наиболее перспективны в отношении нефтеносности черепетские клинофор-мы, содержащие породы-коллекторы (обломочные известняки) и перекрытые глинистыми пачками ки-зеловского горизонта. Зоны таких ловушек отчетливо выделяются по восточному борту Актаныш-Чишмин-ского прогиба (см. рис. 1). От палеосвода к центральной зоне прогиба наблюдается последовательная смена клиноформных комплексов среднего - верхнего фамена, черепетского и кизеловского горизонтов (см. рис. 3).
Нефтегазоносность клиноформного комплекса кизеловского горизонта подробно рассмотрена О.М. Мкртчяном [10]. По его данным, промышленная нефтеносность турнейских клиноформ в северо-восточной прибортовой зоне Актаныш-Чишминского палеопрогиба установлена на Саузбашевском, Андреевском, Менеузовском, Манчаровском месторождениях. К этой же зоне приурочены залежи нефти в турнейских отложениях на Чекмагушевском, Саи-товском, Ахтинском и других месторождениях.
В южной части Актаныш-Чишминского прогиба и в пределах Бельской впадины выделяется перспективная зона ловушек, связанных с карбонатным кли-ноформным комплексом черепетского горизонта. На этой территории в качестве зонального флюидоупо-ра рассматриваются глины, залегающие в основании кизеловского горизонта.
Структурно-литологические и литологические ловушки в нижнепермском карбонатном комплексе
Изучение нижнепермских карбонатных отложений Предуралья и Урала началось в конце XVIII в. П.С. Палласом, И.И. Лепехиным и И.Г. Георги в ходе первых маршрутных исследований. В 1849 г. Р.И. Мур-чисон в этом регионе выделил пермскую систему в качестве самостоятельного стратиграфического подразделения. В 1874 г. А.П. Карпинский вычленил ар-тинский ярус, который подразделил на сакмарский и артинский пояса. В 1930-е гг. в них было открыто первое нефтяное Верхнечусовское месторождение в брахиоподово-мшанковых известняках артинского яруса. В 1950-е гг. В.Д. Наливкин [34] при изучении Уфимского плато доказал наличие в карбонатных отложениях рифовых массивов, формирующих ду-ванские, саргинские и сылвенские рифы, располагающиеся в виде протяженных зон, ориентированных субмеридионально.
Нижнепермские рифовые отложения вскрыты скважинами Кунгур-Кордон-27, Выдрянская-40, Ка-
лино-Усьва-76, 77, Бишкаинские-19, 20, 23 и многими другими, а также изучались в обнажениях в Пермском крае, Башкирии [15, 34, 35] и др. Основными ри-фостроителями являются палеоаплизины, мшанки, водоросли, четырехлучевые кораллы, а также брахио-поды и фораминиферы. Они слагают крупные массивы мощностью до 200-400 м, состоящие из сложного чередования биогермных тел и обломочных карбонатных отложений рифовых шлейфов. Поперечные размеры в обнажениях (рифы Плакун, по р. Березовке, Шиханские и др.) составляют 2-5 км.
В нижнепермских карбонатных отложениях региона в настоящее время открыто более 60 месторождений УВ. Из них в рифовых комплексах Соликамской впадины — 3, в Юрюзано-Сылвенской впадине — 3, Бельской и Мраковской — более 30. Почти все известные месторождения связаны со структурными ловушками и приурочены в основном к артинским отложениям. Флюидоупорами служат соли иреньского горизонта, сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта или карбонат-но-терригенные дивьинская или урминская свиты артинского яруса. Основная задача проведенных исследований — выявление зон развития структурно-литологических и литологических ловушек.
Образование структурно-литологических и ли-тологических ловушек возможно в:
- одиночных рифовых массивах;
- рифовых и шлейфовых отложениях в барьерной системе, ограниченных по латерали плотными карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями межрифовых проливов;
- оползневых карбонатных комплексах на склоне рифовой системы в линзах биогермных и шлейфо-вых карбонатов.
Основная задача исследований — определение интервалов развития рифовых отложений и их взаимоотношения с вмещающими породами. Для решения этой задачи используется методика се-диментационного моделирования осадочных комплексов [1].
Рифовые отложения являются основным источником карбонатного материала, вокруг которого формируется комплекс карбонатных пород, включающий, помимо собственно рифовых, образования шельфа, склона и депрессионной зоны и образующие единую сложнопостроенную полифациальную толщу.
Нижнепермским отложениям Предуральско-го прогиба (Соликамская, Юрюзано-Сылвенская и Бельская впадины) и сопредельных районов (Бым-ско-Кунгурская впадина, Башкирский свод, Косьвин-ско-Чусовская седловина, Благовещенская впадина) свойственна значительная латеральная и вертикальная фациальная изменчивость, которая была отмечена в 1949-1950 гг. В.Д. Наливкиным, а затем подтверждена многочисленными дальнейшими
исследованиями, проведенными В.Д. Наливкиным, И.К. Королюк, А.В. Ярошенко, Г.А. Мизенсом, Б.И. Чу-вашовым, Ю.А. Ехлаковым, В.З. Хурсиком и др. Выполненные ими исследования позволили проследить полосы развития дуванских, тулумбасовских и сар-гинско-сылвенских рифов и по данным сейсморазведки 2D в Пермской области выделить многочисленные рифогенные постройки. В целом в направлении с запада на восток от Восточно-Европейской платформы к Уралу наблюдаются следующие палеогеографические обстановки, обусловливающие фациальную зональность: зарифовая лагуна и шельф, рифовая система, склон рифовой системы, депрессионная зона, впадина, заполняемая преимущественно терриген-ными осадками.
В течение последних 8 лет во ВНИГНИ были проведены исследования нижнепермского карбонатного комплекса, включающие переинтерпретацию данных бурения и сейсморазведки, в том числе построение регионального сейсмического куба, позволившие уточнить конфигурацию рифовых зон и расположение в них органогенных построек, положение межрифовых проливов, одиночных рифов, границу замещения карбонатных нижнепермских отложений терригенными флишоидными толщами в восточной части Предуральского прогиба, а также выделить на склоне рифовой системы зону развития оползневых карбонатных тел, представляющих поисковый интерес, не изученную бурением.
По результатам данных бурения, включающих стратиграфическое расчленение разрезов скважин (более 400) и проведение седиментологического анализа, выявлено строение ассельско-артинского карбонатного комплекса и положение в нем рифовых отложений, разработана седиментационная модель (рис. 5), отражающая закономерности строения толщи в направлении наибольшей фациальной изменчивости.
В карбонатном ассельско-артинском комплексе выделяется несколько седиментационных зон:
- глинисто-карбонатных депрессионных отложений в ассельском ярусе и терригенных отложений в артинском и сакмарском ярусах;
- одиночных рифов;
- подводных оползней;
- склона барьерной рифовой системы;
- барьерной рифовой системы в ассельском и сакмарском ярусах;
- межрифовых проливов в ассельском и сакмар-ском ярусах;
- тыловая зона ассельско-сакмарской рифовой системы;
- тыловая зона артинской рифово-баровой системы;
- рифово-баровая система артинского яруса;
Рис. 5. Fig. 5.
Типовая седиментационная модель среднекаменноугольно-нижнепермских отложений Typical sedimentation model of Middle Carboniferous - Lower Permian deposits
Седиментационные зоны
-о
ни дни
ое
CQ v
° О Ш g
Тыловая зона артинской рифово-баровой системы
Рифово-баровая
система артинского яруса
Тыловая зона ассельско-сакмарской рифовой системы
Ассельско-сакмарская рифовая система
н
S i
о в
ч I о
е ы
И
он
со ело о- Р 1= о е
О
ш
о
1= о е
Скв. Зуятская-209
Скв. Кунгур-Кордон-27 Скв. Марковский Скв. Моле6ская-35 Скв. Тазовская-44 профиль-135 Скв. Калино- ж D | ri Скв. Марковский Усьва_-76 Ж nKg/' профиль-558
Скв. Зуятская Скв. Мосинская-256 Скв. Чайкинская-83
1000-H, м
25 км
_I
Cis-C2b
Cis-C2b
1 2 3 4 5 6 7 8 9
10
Отложения (1-10): 1 — рифовые, 2 — обломочные карбонатные рифовых шлейфов, 3 — карбонатные и глинисто-карбонатные склона, 4 — тела подводных карбонатных конусов выноса, 5 — карбонатные открытого шельфа, 6 — карбонатные закрытого шельфа, 7 — глинистые, глинисто-карбонатные и алевритово-глинистые реперные пласты, 8 — известняки, гипсы и ангидриты, 9 — пласты алевролитов и песчаников, 10 — карбонатно-терригенные.
Pikg fl — филипповский горизонт кунгурского яруса; свиты: P^r dv — дивьинская артинского яруса, P^r ur — урминская артинского яруса; ярусы: P1ar — артинский, P1a — ассельский, P1s — сакмарский, C1s-C2b — серпуховский и башкирский, С2т — московский
Deposits (1-10): 1 — reef, 2 — clastic carbonate rocks of reef aprons, 3 — carbonate and argillaceous-carbonate deposits of slope, 4 — bodies of carbonate submarine fans, 5 — carbonate of open shelf, 6 — carbonate of closed shelf, 7 — argillaceous, argillaceous-carbonate and silty-argillaceous benchmark beds, 8 — limestone, gypsum, and anhydrite, 9 — siltstone and sandstone beds, 10 — carbonate-terrigenous. P1kg fl — Filippovsky Horizon of Kungurian Stage; formations: P1ar dv — Div'insky of Artinskian Stage, P1ar ur — Urminsky of Artinskian Stage; stages: P1ar — Artinskian, P1a — Asselian, P1s — Sakmarian, C1s-C2b — Serpukhovian and Bashkirian, C2m — Moskovian
- мелководных отложении ассельского, сакмар-ского и артинского ярусов (мощность от 500 до 600 м);
- мелководных отложениИ ассельского, сакмар-ского и артинского ярусов (мощность от 400 до 500 м).
Кроме этого выделены две зоны с терригенным осадконакоплением. В первоИ — терригенные отложения развиты в верхнем карбоне, асселе, сакмаре и арте, во второИ - в асселе, сакмаре и арте.
В Юрюзано-Сылвенской впадине и ее обрамлении традиционно выделялись две основные зоны развития рифовых отложениИ — ассельско-сакмар-ская (дуванские и тулумбасовские рифы) и артинская (саргинско-сылвенские рифы). Анализ данных бурения (рис. 6) показал, что в зоне развития артинских рифов (скважины Зуятские-209, 234; Кокуйская-81 и др.), вследствие многократного размыва и переотложения, резко преобладают обломочные карбонатные породы, являющиеся продуктами разрушения рифовых построек и формирующие береговые бары, а собственно рифовые (биогермные) отложения составляют не более 20 % мощности артинского интер-
вала, что характерно для рифово-барового комплекса прибрежной зоны [1], в связи с чем она выделена как артинская рифово-баровая система.
Разрезы скважин на модели расположены по направлению наибольшей изменчивости вкрест простирания фациальных зон, для этого они сносятся на прямую вдоль границ фациальных зон.
В Юрюзано-Сылвенской впадине установлено присутствие двух параллельных фациальных рядов — рифового и межрифовых проливов. Разрезы рифового ряда характеризуются низким содержанием глинисто-карбонатных пластов (Кгл = 0,05-0,15) и наличием массивных интервалов развития карбонатных рифовых отложений. Разрезы межрифовых проливов отличаются повышенным содержанием глинисто-карбонатных отложений (Кгл = 0,2-0,35), слоистым строением и отсутствием биогермных построек. Межрифовые проливы прорезают барьерную рифовую систему и ее тыловую часть. Ширина проливов составляет 15-60 км. Оба ряда к востоку переходят в депрессионные отложения во впадине, а к западу — в мелководные шельфовые отложения на палеосводе.
0
500
0
Рис. 6. Fig. 6.
Схема корреляции типовых разрезов среднекаменноугольно-нижнепермских отложений Correlation chart of typical Middle-Carboniferous-Lower Permian sections
>
ы >
ю со
I4J
о
иэ
т;
5
от X
ь
m
5
т; О ш
ь о
DO Г)
т; О
Тыловая часть ассельско-арти некой рифовой системы Ассельская Скв. 3уятская-234 рифовая система I |,™1 мек.усл,еД | Скв. Калино-Усьва-76
Ассел ьско-са кма рская
рифовая система Межрифовый пролив Скв. Зуятская-242
|Депрессионная зона/ Скв. Ишимбайская-308
Отложения (1-9): 1 — биогермные (водорослевые известняки и доломиты), 2 — шлейфовые (обломочные карбонатные породы), 3 — глинистые, глинисто карбонатные репер-ные пласты, 4 — мелководных шельфовых равнин (детритовые, фораминиферовые криноидные известняки и доломиты ), 5 — глубокого шельфа (шламовые, пелитоморфные, детритовые известняки и доломиты), 6 — терригенныефлишоидные, 7 — склоновые (шламовые, пелитоморфные глинистые известняки), 8 — приливно-отливных равнин (пелитоморфные, детритовые известняки с включениями гипса и ангидрита), 9 — соли (гипсы и ангидриты); 10 — кровля верейского горизонта; 11 — корреляционные линии
Deposits (1-9): 1 — biohermal (algal limestone and dolomite), 2 — apron (clastic carbonate rocks), 3 — argillaceous, argillaceous-carbonate benchmark beds, 4 — shallow-marine shelf plains (detritic, foraminiferal crinoidal limestone and dolomite), 5 — deepwater shelf (calcisilitite, pelitomorphic, detritic limestone and dolomite), 6 — terrigenous flyschoid, 7 — slope (calcisilitite, pelitomorphic, argillaceous limestone), 8 — tidal plains (pelitomorphic, detritic limestone with gypsum and anhydrite inclusions), 9 — salts (gypsum and anhydrite); 10 — Vereiskian Top; 11 — correlation lines
v_J
Арти бар Скв.
некая рифово-овая система Зуятская-209
Сакмарская рифовая система Скв.Тазовская-44
Тыловая часть артинской рифово-баровой системы Скв. Кокуйская-81
Одиночный риф Скв. Кунгур-Кордон-27
Рис. 7. Fig. 7.
Геологическая интерпретация фрагмента комбинированного профиля (RU-s1508b08 - 12050090) в нижнепермских отложениях Geological interpretation of slalom line fragment (RU-s1508b08 - 12050090), Lower Permian formations
Зона ассельско-сакмарской рифовой системы
Зона подводных оползней
Зона депрессионных отложений
Зона развития одиночных рифов
Зона депрессионных
отложений
RU-s1508b08 200
ОГ Сз ОГ В ОГ Y ОГ T
ОГ D ОГ V
H, м
Ш3
1
2
4
1 — плотные карбонатные отложения склона и депрессионной зоны; 2 — рифовые массивы; 3 — рифовые массивы в зоне оползней; 4 — разрывные нарушения
Отражающие горизонты, связанные с: С3 — кровлей верхнего карбона, V — кровлей вендских отложений. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3
1 — tight carbonate deposits of slope and zone of depression; 2 — reef massif; 3 — reef massif in zone of landslide; 4 — faults Reflecting horizons associated with: С3 — Upper Carboniferous Top, V — Vendian Top. For other Legend items see Fig. 3
4__
Для интерпретации данных сейсморазведки и выявления зон развития рифовых отложений и связанных с ними ловушек выделены геолого-геофизические типы разрезов нижнепермских отложений для разных фациальных зон (см. рис. 6).
Типы разрезов и седиментационная модель послужили основой для геологической интерпретации данных сейсморазведки (рис. 7). На профиле выделяются рифовые тела, слоистые отложения области развития депрессионных ассельско-сакмарских отложений доманикового типа сокращенной мощности, слоистый терригенный комплекс урминской свиты артинского яруса, перекрывающий карбонатные отложения нижней перми.
На основании интерпретации данных сейсморазведки, типовых разрезов скважин по технологии «Регион-Сейс 3D» [2, 3] на базе региональных сейсмических кубов выполнено картирование седимен-тационных зон (рис. 8).
В ассельско-артинском НГК в средней и южной частях Предуральского прогиба для поисков месторождений нефти и газа в структурно-литологических и литологических ловушках перспективны следующие объекты и территории.
1. Одиночные рифовые массивы ассельско-сак-марского возраста в центральной части Юрюза-но-Сылвенской впадины. В них возможно образование литологических ловушек амплитудой до 300-400 м и площадью 10-15 км2. Флюидоупором являются карбонатно-глинистые отложения урмин-ской свиты, по латерали они экранируются депрес-сионными глинисто-карбонатными отложениями ассельского и сакмарского ярусов. Эта зона расположена к востоку от зоны ассельско-сакмарских рифов, в которых открыто Лысьвенское месторождение.
2. Рифовые комплексы сакмарского яруса и тыловая часть ассельско-сакмарской рифовой системы в северной части Юрюзано-Сылвенской
Рис. 8. Fig. 8.
Карта строения ассельско-артинских отложений Юрюзано-Сылвенской депрессии Map of Asselian—Artinskian deposits structure in the Yuryuzano-Sylvensky Depression
11
12
13
14
10
15
Зоны (1-13): 1 — глинисто-карбонатно-терригенных отложений в верхнем карбоне и нижней перми, 2 — глинисто-карбонатно-терригенных отложений в нижней перми, 3 —глинисто-карбонатных депрессионных отложений в ассельском ярусе и терри-генных отложений в сакмарском ярусе, 4 — одиночных рифов, 5 — подводных оползней, 6 — склона барьерной рифовой системы, 7 — рифовой системы в ассельском и сакмарском ярусах,
8 — межрифовых проливов в ассельском и сакмарском ярусах,
9 — тыловая зона ассельско-сакмарской рифовой системы, 10 — тыловая зона артинской рифово-баровой системы, 11 — рифово-баровой системы артинского яруса, 12 — мелководных отложений ассельского, сакмарского и артинского ярусов (мощность от 500 до 600 м), 13 — мелководных отложений ассельского, сакмарского и артинского ярусов (мощность от 400 до 500 м); 14 — линия направления модели; 15 — скважины модели.
Остальные усл. обозначения см. на рис. 1
Zones (1-13): 1 — argillaceous-carbonate-terrigenous deposits in Upper Carboniferous and Lower Permian, 2 — argillaceous-carbonate-terrigenous deposits in Lower Permian, 3 —argillaceous-carbonate depression deposits in Asselian and terrigenous deposits in Sakmarian, 4 — solitary reefs, 5 — submarine landslide, 6 — slope of barrier reef system, 7 — reef system in Asselian and Sakmarian stages, 8 — interreef straits in Asselian and Sakmarian stages, 9 — back of Asselian and Sakmarian reef system, 10 — back of Artinskian reef and bar system, 11 — reef and bar system of Artinskian stage, 12 — shallow-marine deposits of Asselian, Sakmarian, and Artinskian stages (thickness 500 to 600 m), 13 — shallow-marine deposits of Asselian, Sakmarian, and Artinskian stages (thickness 400 to 500 m); 14 — line of model direction; 15 — wells of the model. For other Legend items see Fig. 1
впадины, перекрытые карбонатно-глинистыми отложениями дивьинской и урминской свит. С ними связана возможность обнаружения структурных и структурно-литологических ловушек амплитудой 30-40 м и площадью 20-40 км2. Перспективы территории подтверждаются наличием в ней небольших месторождений (Копальнинское, Селинское) и газо-нефтепроявлений на Комарихинской и Столбовской площадях, в скв. Калино-Усьва-547, Вязовской, Березовской структурах.
3. Тыловая часть ассельско-сакмарского рифового комплекса и артинская рифово-баровая система в южной части Соликамской впадины на Всеволо-до-Вильвенской площади, содержащая пласты обломочных карбонатных пород-коллекторов рифовых шлейфовых и баров, являющихся продуктами разрушения рифовых построек, и артинские рифы, перекрытые сульфатно-карбонатными отложениями филипповского горизонта, карбонатно-глинистыми отложениями дивьинской или урминской свит. Перспективы обнаружения структурных ловушек нефти подтверждаются наличием месторождений в цен-
тральной и северной частях Соликамской впадины (Гагаринское, Озерное) и на Косьвинско-Чусовской седловине (Ульяновское, Ольховское) и многочисленными нефтепроявлениями.
4. Оползневые тела на восточном склоне ассель-ско-сакмарской рифовой системы. В них возможно образование литологических и тектонически экранированных ловушек. Тела этого типа установлены на ряде сейсмических профилей в центральной и южной частях Юрюзано-Сылвенской впадины. Они не вскрыты бурением и для их изучения и прослеживания нет достаточно плотной сети сейсмопрофилей.
Работы выполнены в рамках Госконтракта «Обоснование перспектив нефтегазоносности высокобитуминозных отложений доманикоидного типа (нетрадиционные источники сланцевой нефти) на основе комплексных геолого-геофизических и геохимических исследований» № К.41.2014.004, и Госзаданий ФГБУ «ВНИГНИ» в 2017,2018 гг.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Литература
1. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов / Под ред. Н.К. Фортунатовой. - М. : НИА-Природа, 2000. - 249 с.
2. Мушин И.А., Фортунатова Н.К., Белоусов Г.А. Технологии построения объемных седиментационно-емкостных моделей осадочных бассейнов // Технологии сейсморазведки. - 2012. - № 1. - С. 37-45.
3. Фортунатова Н.К., Копилевич Е.А., Афанасьев М.Л. Технология седиментационно-емкостного моделирования природных резервуаров нефти и газа. - М. : ВНИГНИ, 2012. - 79 с.
4. Варламов А.И., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Фортунатова Н.К., Комар Н.В., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г. Временные методические рекомендации по подсчету запасов нефти в доманиковых продуктивных отложениях // Недропользование XXI век. - 2017. -Т. 67. - № 4. - С. 104-115.
5. Маслов В.П. Геолого-литологические исследования рифовых фаций Уфимского плато // Тр. ГИН АН СССР. Сер. Геол. - 1950. -Вып. 118. - № 42. - 300 с.
6. Мирчинк М.Ф., Мкртчян О.М. О рифогенных структурах Бирской седловины // Докл. АН СССР. - 1961. - Т. 138. - № 6. - С. 1424-1427.
7. Грачевский М.М., Хачатрян Р.О., Комардинкина Г.Н. О рифовой природе Хилковского карбонатного массива // Докл. АН СССР. -
1963. - Т. 153. - № 2.
8. Мкртчян О.М. Верхнедевонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур востока Урало-Поволжья. - М. : Наука,
1964. - 119 с.
9. Мкртчян О.М., Хатьянов Ф.И., Шалагинова Ф.П. Применение сейсморазведки для поисков нефтеносных структур, связанных с верхнедевонскими рифами // Геология нефти и газа. - 1965. - № 2.
10. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской платформы. - М. : Наука, 1980. - 134 с.
11. Хачатрян Р.О., Трохова А.А. О рифогенных карбонатных массивах востока Русской платформы // Тектоника и размещение нефтегазовых месторождений востока Русской платформы. - М. : Наука, 1968. - С. 152-165.
12. Антропов И.А. О рифовых образованиях девона и нижнего карбона центральной части востока Русской платформы // Ископаемые рифы и методика их изучения. - Свердловск : УФ АН СССР, 1968. - С. 123-131.
13. Хатьянов Ф.И. Геолого-геофизические особенности погребенных рифовых массивов в связи с проблемой их поисков // Ископаемые рифы и методика их изучения. - Свердловск : УФ АН СССР, 1968. - С. 226-247.
14. Юнусов М.А., Тимергазин К.К., Зубик И.Л. и др. Новые данные о рифовой природе Чермасанского массива Западной Башкирии // Докл. АН СССР. - 1971. - Т. 198. - № 5. - С. 1163-1166.
15. Королюк И.К. Органогенные постройки и рифовые формации палеозоя западного склона Южного Урала и Приуралья // Литология и палеогеография биогермных массивов. - М. : Наука, 1983. - С. 45-56.
16. Проворов В.М. Особенности строения и нефтегазоносности верхнедевонско-турнейского палеошельфа северных и западных районов Урало-Поволжья // Геология нефти и газа. - 1992. - № 7. - С. 16-19.
17. Беляева Н.В., Корзун А.Л., ПетроваЛ.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров). - СПб. : Наука, 1998. - 154 с.
18. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-ГурийА.Г., Гумаров Р.К., Васильев И.В. Строение и перспективы нефтегазоносности девонских и каменноугольных отложений востока Токмовского свода (Республика Чувашия) // Малоизученные нефтегазоносные регионы и комплексы России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения). - М. : ВНИГНИ, 2001. - 113 с.
19. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Гумаров Р.К., Екименко В.А., Тарасов Е.А. и др. Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов — новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане // Геология нефти и газа. - 2006. - № 1. - С. 25-33.
20. Чижова В.А. О методах и результатах изучения нефтегазоносных рифогенных и клиноформенных образований Камско-Кинель-ской системы впадин // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. - 2002. - Вып. 128. - С. 51-100.
21. Никитин Ю.И., Остапенко С.В., Щеглов В.Б. Новое направление геолого-разведочных работ в Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2001. - № 11. - С. 13-18.
22. Никитин Ю.И., Щеглов В.Б., Чикина Н.Н. Верхнефранские рифы Рубежинского прогиба, Оренбургская область // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2011. - Вып. 68. - С. 3-5.
23. Никитин Ю.И., Вилесов А.П., Корягин Н.Н. Нефтеносные франские рифы — новое направление геолого-разведочных работ в Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2018. - № 5. - С. 4-11.
24. MontgomeryS.L. Permian Bone Spring Formation: Sandstone Play in the Delaware Basin. Part I. Slope // AAPG Bulletin. - 1997. - Т. 81. -№ 8. - C. 1239-1258.
25. Montgomery S.L., Goolsby S., Pierini D. Permian (Wolfcampian) Admire «С»: New Exploratory Potential in the Nothern Denver Basin // AAPG Bulletin. - 1998. - Т. 82. - № 12. - C. 2173-2191.
26. Kenter J.A.M., Bracco Gartner G.L., Schlager W. Seismic models of a mixed carbonate-siliciclastic shelf margin: Permian upper San Andres Formation, Last Chance Canyon, New Mexico // Geophysics. - 2001. - Т. 66. - № 6. - С. 1744-1748.
27. AtchleyS.C., West L.W., SluggettJ.R. Reserves growth in a mature oil field: The Devonian Leduc Formation at Innisfail field, south-central Alberta, Canada // AAPG Bulletin. - 2006. - Т. 90. - № 8. - С. 1153-1169.
28. Van Buchem F.S.P., Razin Ph., Homewood P.W., Oterdoom W.H., Philip J. Stratigraphic organization of carbonate ramps and organic-rich intrashelf basins: Natih Formation (middle Cretaceous) of northern Oman // AAPG Bulletin. - 2002. - Т. 86. - № 1. - С. 21-53.
29. Janson X., Eberil G.P., Bonnaffe F., Gaumet F., de Casanove. Seismic expressions of a Miocene prograding carbonate margin. Mut Basin. Turkey // AAPG Bulletin. - 2007. - Т. 91. - № 5. - С. 685-713.
30. Надежкин А.Д., ПостниковД.В., Фаттахутдинов Г.А. Накопления песчаников и обломочных известняков в бортовой зоне Ак-таныш-Чишминского прогиба и связанные с ними структурные формы // Геология и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов. -Казань : Изд-во Казанского университета, 1970. - С. 201-207.
31. Мирчинк М.Ф., Мкртчян О.М., Хатьянов Ф.И. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и газа и методика поисков. - М. : Недра, 1974. - 152 с.
32. Меннер В.Вл., Шувалова Г.А., Обуховская Т.Г. и др. Колебания уровня моря и история позднедевонского бассейна в Тимано-Пе-чорской провинции // Изв. вузов. Геология и разведка. - 2001. - № 5.
33. Сташкова Э.К., Морошкин А.Н. Оценка внутреннего строения месторождения по данным бурения и сейсморазведки в сложной клиноформной зоне // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 11. - С. 84-90.
34. Наливкин В.Д. Фации и геологическая история Уфимского плато и Юрюзано-Сылвенской депрессии. - Л. : Гостоптехиздат, 1950. - 128 с.
35. Порфирьев Г.С. Нижнепермские отложения. - Л. : ВНИГРИ, 1963. - 285 с.
References
1. Depositional modelling of carbonate sedimentary sequences. In: N.K.Fortunatova ed. Moscow: NIA-Priroda, 2000. 249 p.
2. Mushin I.A., Fortunatova N.K., Belousov G.A. Technology for creation of 3D sedimentation-capacity models of sedimentary basins. Tekhnologiiseismorazvedki. 2012;(1):37-45.
3. Fortunatova N.K., Kopilevich E.A., Afanas'evM.L. Natural oil and gas reservoirs: technology of sedimentation-storage modelling. Moscow: VNIGNI; 2012. 79 p.
4. Varlamov A.I., Petersil'e V.I., Poroskun V.I., Fortunatova N.K., Komar N.V., Shvets-Teneta-Gurii A.G. Temporary methodological recommendations on the calculation of oil reserves in Domanic Productive sediments. Nedropol'zovanie XXI vek. 2017;67(4):104-115.
5. Maslov V.P. Geological and lithological studies of reef facies. Tr. GIN AN SSSR. Ser. Geol. 1950. Issue 118. № 42. 300 p.
6. Mirchink M.F., Mkrtchyan O.M. Reef structure of the Birsky Saddle. Dokl. AN SSSR. 1961;138(6):1424-1427.
7. Grachevskii M.M., Khachatryan R.O., Komardinkina G.N. Reef origin of the Khilkovsky carbonate massif. Dokl. AN SSSR. 1961;138(6):1424-1427.
8. Mkrtchyan O.M. Upper Devonian reefs and their role in oil bearing structures formation in eastern Urals-Volga Region. Moskow: Nauka; 1964. 119 p.
9. Mkrtchyan O.M., Khat'yanov F.I., Shalaginova F.P. Seismic surveys in exploration of oil-bearing structures associated with Upper Devonian reefs. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1965;(2)
10. Mkrtchyan O.M. Common factors of structural forms occurrence in the eastern Russian Platform. Moscow: Nauka; 1980. 134 p.
11. Khachatryan R.O., Trokhova A.A. Reef carbonate massifs in the eastern Russian Platform. Moscow: Nauka; 1968. pp. 152-165.
12. Antropov I.A. Devonian and Lower Carboniferous reef formations in the central part of the eastern Russian Platform. In: Iskopaemye rify i metodika ikh izucheniya. Sverdlovsk: UF AN SSSR, 1968. pp. 123-131.
13. Khat'yanov F.I. Geological and geophysical features of buried reef massifs in view of their exploration problems In: Iskopaemye rify i metodika ikh izucheniya. Sverdlovsk: UF AN SSSR, 1968. pp. 226-247.
14. Yunusov M.A., Timergazin K.K., Zubik I.L. et al. New data on reef origin of Chermasansky massif in Western Bashkiria. Dokl. AN SSSR. 1971;198(5):1163-1166.
15. Korolyuk I.K Palaeozoic organogenic structures and reef formations in the western slope of Southern Urals and Cisurals. In: Litologiya i paleogeografiya biogermnykh massivov. Moscow: Nauka; 1983. 45-56.
16. Provorov V.M. Upper Devonian- Tournaisian paleo-shelf of northern and western Urals-Volga regions: features of structure and oil and gas occurrence. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 1992;(7):16-19.
17. Belyaeva N.V., Korzun A.L., Petrova L.V. Model of Frasnian-Tournaisian series deposition in the north-eastern European Platform (in relation to reef reservoirs formation). St. Petersburg: Nauka, 1998. 154 p.
18. Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Gumarov R.K., Vasil'ev I.V. Devonian and Carboniferous formations of eastern Tokmovsky Arch (Chuvash Republic): structure and petroleum potential. In: Maloizuchennye neftegazonosnye regiony i kompleksy Rossii (prognoz neftegazonosnosti i perspektivy osvoeniya). Moscow: VNIGNI; 2001. 113 p.
19. Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Guri A.G., Gumarov R.K., Ekimenko V.A., Tarasov E.A. Clinoform bodies in Paleozoic carbonate sections of Kama-Kinel trough system - new type of exploration oil objects in West Tatarstan. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2006;(1):25-33.
20. Chizhova V.A. Methods and results of studies of oil and gas bearing reef and clinoform formations in Kamsky-Kinel'sky system of depressions. Sb. nauch. tr. VNIIneft'. 2002. - Issue 128. pp. 51-100.
21. Nikitin Yu.I., Ostapenko S.V., Scheglov V.B. New branch of activities pertaining to geological prospecting in Orenburg region. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2001;(11):13-18.
22. Nikitin Yu.I., Shcheglov V.B., Chikina N.N. Upper Frasnian reefs of the Rubezhinsky Trough, Orenburg Oblast. Nedra Povolzh'ya i Prikaspiya. 2011;(68):3-5.
23. Nikitin Yu.I., Vilesov A.P., Koryagin N.N. Oil-bearing Upper-Fransian reefs — a new direction of geological exploration in Orenburg region. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2018;(5):4-11.
24. MontgomeryS.L. Permian Bone Spring Formation: Sandstone Play in the Delaware Basin Part I. Slope. AAPG Bulletin. 1997;81(8):1239-1258.
25. Montgomery S.L., Goolsby S., Pierini D. Permian (Wolfcampian) Admire «C»: New Exploratory Potential in the Nothern Denver Basin. AAPG Bulletin. 1998;82(12):2173-2191.
26. Kenter J.A.M., Bracco Gartner G.L., Schlager W. Seismic models of a mixed carbonate-siliciclastic shelf margin: Permian upper San Andres Formation, Last Chance Canyon, New Mexico. Geophysics. 2001;66(6):1744-1748.
27. AtchleyS.C., West L.W., SluggettJ.R. Reserves growth in a mature oil field: The Devonian Leduc Formation at Innisfail field, south-central Alberta, Canada. AAPG Bulletin. 2006;90(8):1153-1169.
28. Van Buchem F.S.P., Razin Ph., Homewood P.W., Oterdoom W.H., Philip J. Stratigraphic organization of carbonate ramps and organic-rich intrashelf basins: Natih Formation (middle Cretaceous) of northern Oman. AAPG Bulletin. 2002;86(1):21-53.
29. Janson X., Eberil G.P., Bonnaffe F., Gaumet F., de Casanove. Seismic expressions of a Miocene prograding carbonate margin. Mut Basin. Turkey. AAPG Bulletin. 2007;91(5):685-713.
30. Nadezhkin A.D., Postnikov D.V., Fattakhutdinov G.A. Accumulation of sandstone and clastic limestone in flanks of Aktanysh-Chishminsky Trough and structural forms associated with them. In: Geologiya i neftenosnost' Kamsko-Kinel'skikh progibov. Kazan': Izd-vo Kazanskogo universiteta, 1970. pp. 201-207.
31. Mirchink M.F., Mkrtchyan O.M., Khat'yanov F.I. Reefs of Urals-Volga region, their role in oil and gas pools occurrence, and exploration methodology. Moscow: Nedra; 1974. 152 p.
32. Menner V.Vl., Shuvalova G.A., Obukhovskaya T.G. et al. Sea level fluctuations and Later Devonian Basin history in Timan-Pechora. Izv. vuzov. Geologiya i razvedka. 2001;(5).
33. Stashkova E.K., Moroshkin A.N. Appreciation of oil field inner structure by drilling and geological survey data obtained in complicated clinoform zone. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. 2009;(11):84-90.
34. Nalivkin V.D. Facies and geological history of the Ufimsky Plateau and Yuryuzano-Sylvensky depression. Leningrad: Gostoptekhizdat; 1950. 128 p.
35. Porfir'ev G.S. Lower Permian deposits. Leningrad: VNIGRI; 1963. 285 p.
