В юго-восточной части Волго-Уральской провинции газовые и нефтегазовые залежи приурочены к нижне- и верхнепермским отложениям Самаркинского и Большекинельского валов, а также поднятиям Жуковско-Городецкой зоны. Их развитие по площади контролируется распространением и свойствами галогенно-сульфатных или сульфатных толщ кунгурского яруса и литологически сходной по составу так называемой гидрохимической свиты казанского яруса верхней перми.
При общей мощности осадочного чехла в этих районах порядка 3—4 км газовые и газонефтяные залежи приурочены к верхней части разреза в интервале глубин 250—900 м. Образование нижнепермских газовых скоплений произошло вследствие выделения газа из нефти в условиях, когда пластовые давления стали меньше давления насыщения нефтей газом.
Газовые залежи в верхнепермских коллекторах имеют прямую генетическую связь с нижнепермскими. Они расположены лишь там, где кунгурская эвапоритовая толща представлена ангидритами, залегающими на глубинах, меньших 800 м. В зоне развития нижнепермской каменной соли надсолевые отложения верхней перми, несмотря на наличие соответствующих ловушек, непродуктивны. Верхнепермские газовые залежи представляют собой частично или полностью оторвавшиеся газовые шапки нижнепермских углеводородных скоплений. Такой вывод сделан как на основании соответствующих закономерностей в составе газа верхне- и нижнепермских залежей, так и на основании характера изменения состава и свойств эвапоритовых флюидоупоров в нижнепермском комплексе [Берето, 1971] .
Формирование газовых шапок и переток газа через сульфатную покрышку связаны с общим подъемом территории, снижением глубины залегания вследствие уничтожения сравнительно мощной толщи мезозойских отложений длительной предакчыгыльской эрозией. Мощность уничтоженных эрозией осадков на рассматриваемой территории примерно 800—1000 м. С одной стороны, снижение глубины залегания пластов-коллекторов сопровождалось уменьшением пластового давления, что и обусловило определенную дегазацию нефтей, с другой — уменьшение глубины залегания, т.е. всестороннего горного давления, соответствующим образом отразилось на качестве сульфатных (ангидритовых) покрышек в сторону потери (возможно, временной) их газоупорных свойств, что доказано соответствующими экспериментами [Ставрогин, 1968], а также и на примере других нефтегазоносных регионов.
Таким образом, существование зоны газонакопления в верхнепермской толще и зоны нефтегазонакопления в нижнепермском докунгур-ском комплексе генетически связано с новейшими (неогеновыми) тектоническими движениями положительного знака, обусловившими выделение газообразных углеводородов из нефти и их перераспределение в разрезе пермских отложений вследствие изменения свойств эвапоритовых флюидоупоров.
В юго-восточной части платформы в районе сочленения Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба расположено Оренбургское газоконденсатное месторождение. Диапазон газоносности здесь охватывает отложения от нижней докунгурской перми до среднего карбона включительно. Основными факторами, контролировавшими формирование месторождения наряду с существованием крупного поднятия, на наш взгляд, являются наличие весьма надежного газоупора — кунгурской галогенно-сульфатной толщи — и близость ловушки к двум обширным областям мощного прогибания — Предуральскому прогибу и Прикаспийской впадине. Эти области считаются зонами генерации большого количества газообразных углеводородов.
В Предуральском прогибе основная масса открытых к настоящему моменту залежей углеводородов сосредоточена в карбонатных толщах нижней перми и (или) верхнего—среднего карбона, перекрываемых региональными нефтегазоулорами. В Бельской впадине залежи нефти установлены также в верхнем—среднем девоне, а в Косью Роговской впадине фонтаны газа получены также из силура.
В Бельской, Юрюзано-Сылвенской и Верхнепечорской впадинах отмечается достаточно четкая зональность в размещении скоплений жидких и газообразных углеводородов. Платформенные склоны этих впадин характеризуются развитием нефтяных или газонефтяных залежей, в то время как внутренние борта впадин на большей своей части преимущественно газоносны. Однофазные скопления углеводородов охватывают широкие гипсометрические интервалы разреза, измеряемые несколькими километрами.
Структурные и литологические особенности газоносной внутренней зоны не более благоприятны для газонаколления, чем на платформенном борту прогиба или в пределах собственной платформы. Следовательно, существование регионально газоносной зоны, очевидно, объясняется особыми условиями, при которых генерировались главным образом газообразные углеводороды.
В целом для осадочного чехла Предуральского прогиба степень метаморфизма РОВ растет в направлении от платформы к Уралу, достигая нередко уже в пермских отложениях восточного борта прогиба коксовой стадии. В более глубоко залегающих толщах степень метаморфизма РОВ, несомненно, еще более высокая. В данном случае можно говорить о пространственном совпадении зоны газогенерации и зоны газонакопления.
Так, состав и свойства покрышек, имеющие весьма важное значение для аккумуляции газа, различны на платформенном и внутреннем бортах прогиба. В пределах платформенного склона покрышки представлены эвапоритовыми толщами или "нормальными" пластичными глинами (плотность 2,2-2,3). Во многих залежах внутреннего борта газоупоры сложены специфическими относительно высокоплотными (плотность 2,5-2,7) аргиллитоподобными породами, состоящими из комплекса глинистых минералов (каолинит, гидрослюда, смешанослойные), за исключением монтмориллонита. Глинистые частицы сцементированы между собой кремнисто-кальцитовым цементом, из-за чего порода лишена пористости, не содержит воды и обладает ничтожной пластичностью, поскольку глинистые частицы при наличии цемента не имеют возможности разбухать.
Структурные условия в газоносной зоне внутреннего борта также менее благоприятны для аккумуляции газообразных углеводородов по сравнению с таковыми платформенного склона прогиба. В пределах внутреннего борта развиты высокоамплитудные антиклинальные складки, практически повсеместно осложненные дизъюнктивными нарушениями, надвигами или взбросо-надвигами, амплитуды горизонтальных перемещений которых нередко измеряются десятками километров. Антиклинальные складки, содержащие газовые скопления, генетически связаны с надвигами и приурочены к их головным частям.
Перемещение огромных по площади и мощности масс горных пород при образовании надвигов и шарьяжей на значительное расстояние и за относительно короткое время, несомненно, должно сопровождаться весьма существенным температурным эффектом, выражающимся в повышении температуры соприкасающихся толщ как под надвигами, так и над ними. Это, с одной стороны, могло интенсифицировать процесс газообразования, с другой — обусловить выделение газа из воды вследствие ухудшения его растворимости и снижения капиллярного давления при повышении температуры. Кроме того, перемещение водонасыщенных пластов-коллекторов из областей большего давления в зоны меньшего давления также, бесспорно, должно сопровождаться выделением углеводородов из воды и в первую очередь в головных частях пластов (надвигов), где образуются ловушки, в которых формируются газовые залежи.
Совпадение по времени надвигообразования и по существу наиболее крупной фазы деформации и фаз регионального метаморфизма указывает на резкое усиление потоков летучих компонентов и тепла, поднимающихся по рубцовым зонам. Эти потоки стремятся распространиться по системам пологих сколовых поверхностей, оперяющих рубцовые зоны в верхних горизонтах земной коры [Ажгирей, 1977]. При этом предполагается, что в относительно короткие интервалы геологического времени по рубцовым тектоническим зонам могут проходить потоки летучих и переносимого ими тепла интенсивностью до 30—50 мккал/с·см2.
Образование УВ, видимо, происходит под влиянием широкой гаммы (спектра) метаморфизма как в условиях нарастающего, прогрессивного метаморфизма начальных этапов сжатия и надвигообразования, так и в зоне разрядки напряжений, куда стремятся мигрировать флюиды, на которые накладываются процессы динамометаморфизма и контактного метаморфизма. Совмещение и "переплетение"' в пространстве и времени напряжений и их наложение на фоновый региональный или геостатический метаморфизм этих видов и их концентрация в сравнительно узкой полосе создают условия активной генерации и аккумуляции УВ, которые, учитывая сравнительную геологическую кратковременность процесса горообразования (надвигообразования), можно рассматривать как "импульсное" углеводородообразование и накопление. Этот термин приобретает более четкое содержание при сравнении с продолжительностью и характером генерации У В в платформенных И ГБ.
Опосредованное же воздействие сил сжатия на РОВ, а также на емкостные и фильтрационные свойства пород, флюидальную систему, в том числе и УВ, а особенно на резонансные структуроформирующие напряжения, приводящие к формированию зон локальных антиклинальных структур, охватывает значительно более широкую полосу. Мы полагаем, что зона опосредованного воздействия сил горизонтального сжатия на процессы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления может более чем вдвое превышать ширину морфологически выраженной зоны сжатия. При этом в каждом конкретном случае необходимо учитывать особенности анализируемой территории. Именно поэтому внешняя граница Приуральской зоны влияния сил сжатия на нефтегазонакопление1 и нефтегазообразование представляет волнистую линию, выпуклые в сторону Урала участки которой соответствуют более консервативным частям края континентальной плиты.
Так как надвиги выходят на дневную поверхность [Плюснин, 1969] и, следовательно, секут стратиграфически наиболее молодые толщи пород (чаще всего это верхняя пермь или триас), то и возраст образования дизъюнктивов, равно как и возраст генетически связанных с ними антиклинальных структур, является триасовым или послетриасовым. Это относится не только непосредственно к внутреннему борту Пред-уральского прогиба, но и к примыкающему к нему с востока западному склону Урала, где, как известно, продолжают развитие палеозойские карбонатные формации платформенного типа — объект для поисков углеводородных скоплений [Соколов и др., 1975]. Как показал В.И. Пучков [1976], внешняя зона западного склона Урала в течение ордовикско-каменноугольного времени по всем структурным и формационным признакам отвечала платформе и лишь с конца палеозоя была захвачена явно наложенной линейной складчатостью уральского простирания. Эти отложения были деформированы в заключительные этапы варисцийского орогенеза (пермь—триас) и в более молодое время. Анализ новейшей тектоники региона (А.П. Рождественский, Ю.Е. Журенко, В.П. Трифонов) показал, что и в неоген-четвертичное время происходили активные подвижки положительного знака на Урале и отрицательного — в прогибе.
Основные газоносные районы Тимано-Лечорской провинции расположены в Предуральском прогибе (Верхнепечорская и Косью-Роговская впадины).
В пределах собственно платформенной части провинции газовые и газонефтяные залежи обнаружены на территории Омра-Сойвинского выступа, осложняющего юго-восточный склон Тимана, а также в пределах Печоро-Кожвинского и Шапкино-Юрьяхинского валов.
Углеводородные скопления Омра-Сойвинского выступа приурочены к девонским терригенным коллекторам, непосредственно в зоне их выклинивания на склоне Тимана. По мнению А,Я. Кремса с соавторами [1974] и других, генезис залежей свободного газа данного района связан с посткаменноугольным подъемом Тимана, сопровождавшимся эрозией палеозойских образований и снижением пластового давления, выделением газообразных углеводородов из нефти, мигрировавшей из более погруженных участков в зону, где давление насыщения нефтей газом несколько превысило пластовое давление.
Газовые и газонефтяные скопления рассматриваемого района в настоящий момент находятся в интервале глубин 600—1200 м. Мощность осадочного чехла здесь варьирует примерно в таких же пределах. Следовательно, вторичный характер залежей (образование путем миграции) не вызывает сомнения.
Печоро-Кожвинский мегавал (авлакоген) пересекает центральную часть Печорской синеклизы в северо-западном направлении и расположен в области глубинного шва, по которому сочленяются разнородные по составу блоки фундамента. Его протяженность более 200 км. Мегавал представляет собой инверсионную структуру, возникшую над глубоким позднедевонско-раннепалеозойским грабеном. В среднем карбоне прогибание сменилось кратковременным подъемом, а в ранней перми -интенсивной инверсией. Современный структурный план мегавала сформировался в заключительную фазу герцинского тектогенеза и в более позднее время [Кремс и др., 1974].
Южное продолжение вала простирается в зону передовых складок западного склона Северного Урала. Именно со структурами южной части вала связаны девонские газоконденсатные залежи (Печоро-Кожвинское, Печорогородское, Западно-Соплясское и другие месторождения), приуроченные к глубинам 3000—3300 м.
Суммарная мощность осадочного чехла в пределах мегавала, по материалам бурения и геофизики, не менее 5-6 км.
Шапкино-Юрьяхинский вал, как и Печоро-Кожвинский, представляет собой инверсированный авлакоген, выполненный толщей осадочных пород мощностью, по геофизическим данным, 5-7 км. Нижние горизонты чехла вала пока не вскрыты скважинами. Инверсия здесь имела место в более молодое, послепермское время. Ограничивающие вал разломы, по-видимому, секут всю толщу осадочного чехла.
В отличие от Печоро-Кожвинского мегавала на Шапкино-Юрьяхинском развиты средне-верхнекаменноугояьные, нижне- и верхнепермские, а также триасовые отложения, к которым приурочены газоконденсатные (карбон-нижняя пермь) и газовые (верхняя пермь, триас) залежи в интервале глубин 1000-2600 м. Для некоторых месторождений вала характерно наличие многоплановых газовых и газонефтяных залежей (Южно-Шапкинское — 4 залежи, Василковское — 5 залежей и т.д.). Количество залежей контролируется существованием в разрезе пермо-карбона пластов-флюидоупоров. Последние по площади вала распоостоанены неравномерно, за исключением глинистого пласта в основании кунгурского яруса, удерживающего на большинстве месторождений основные по запасам залежи.
Нижнепермско внрхнекаменноугольная толща в пределах вала представляет собой единую гидродинамическую систему. Залежи в этой толще газоконденсатные, в ряде случаев подстилаются нефтяными оторочками. Соотношение запасов нефти к газу в таких случаях обычно 1:5—1:6. Залежи в верхнепермских и триасовых терригенных коллекторах (глубины 1000-1300 м) чисто газовые. Очевидно, Шаткино-Юрьяхинский вал представляет собой (по отложениям С3—Р1—Р2—Т) зону преимущественного газонакопления.
Судя по характеру развития залежей ь разрезе, положению газоводяных и водонефтяных контактов, а также закономерному изменению состава газа, концентрация азота увеличивается вверх по разрезу, а содержание метана убывает примерно в эквивалентных количествах; углеводородные скопления вала сформировались за счет вертикальной миграции.
Таким образом, из изложенного выше можно сделать следующие выводы.
На рассматриваемой территории собственно платформы выделяются зоны газонакопления и нефтегазонакопления. Газоносность последних генетически связана с нефтью и обусловлена тектоническими движения ми положительного знака. В современном структурном плане эти зоны приурочены к гипсометрически относительно приподнятым участкам залегания продуктивных горизонтов, имеющих сравнительно низкие пластовые давления.
Зоны преимущественного газонакопления приурочены к структурным элементам, в пределах которых развиты достаточно мощные (5 км и более) толщи осадочных пород.
Существование региональной Западно-Уральской зоны газонакопления тесно связано с особенностями ее тектонического развития. Надвиге образование в зоне западного склона Уральского палеорифта явилось, по-видимому, достаточно мощным дополнительным источником палеотемператур, стимулирующих газообразование и газонакопление. Это до полнительное температурное воздействие могло быть двоякого рода: глубинное - за счет более теплопроводящей зоны наклонных надвигов и термомеханическое — за счет перемещения крупных масс пород по надвигу.
Все наблюдаемые в настоящий момент залежи свободного газа как в пределах непосредственно платформы, так и в прогибе сформировались в относительно молодое, послегерцинское время. В отдельных случаях можно более конкретно говорить о неогеновом времени образования газовых скоплений.
Литература
- Ажгирей Г.Д. Шарьяжи в геосинклинальных поясах. М.: Наука, 1977.
- Берето Я.А. Некоторые особенности формирования и размещения газовых и газонефтяных залежей, перекрываемых сульфатными и галогенно-сульфатными покрышками. — Геол. нефти и газа, 1971, №6.
- Креме А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974.
- Плюснин К.П, Шарьяжи западного склона северного и среднего Урала. — Изв. АН СССР. Сер. геол., 1969, № 4.
- Пучков В.Н. Палеозойские доорогенные формации Западного склона Урала. — Геотектоника. 1976, №5.
- Соколов В,П., Гаркуша МЛ., Голубева 3.В. Соотношение поверхностной и глубинной структур Западного склона Южного Урала и перспективы их газоносности. — В кн.: Геология и разведка газовых месторождений. М.: ВНИИГаз, 1975.
- Ставрогин А.Н. О влиянии деформаций на проницаемость горных пород. — В кн.: Физико-механические свойства горных пород верхней мантии земной коры. М.: Наука, 1968.