строение и нефтегазоносность рифейских пород северо

СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РИФЕЙСКИХ ПОРОД
СЕВЕРО-ВОСТОКА ВОЛГО-УРАЛЬСКОГО БАССЕЙНА
(ПЕРМСКИЙ КРАЙ)
Ситчихин О.В.
Горный институт УрО РАН, г. Пермь
На основе новых геолого-геофизических данных рассматриваются особенности
строения рифейских пород северо-восточной части Волго-Уральского бассейна на территории Пермского края. Рифейский комплекс пород развит в двух авлакогенах: Калтасинском и Казанско-Кажимском; мощность рифейских толщ варьирует от нескольких
десятков метров до 9 км в юго-западной части края. Наибольшие перспективы нефтегазоносности связаны с Ново-Дубовогорским поднятием на юге и с зонами разуплотнения рифейских пород на западе Пермского края.
Ключевые слова: рифей, Восточно-Европейская платформа, Волго-Уральский
бассейн, Пермский край, авлакоген, нефтегазоносность, гравиразведка, сейсморазведка,
модель
Введение
Рифейский терригенно-карбонатный комплекс Волго-Уральского бассейна
рассматривается как потенциально нефтегазоносный. В настоящее время в связи с
высокой степенью разведанности палеозойских нефтегазоносных комплексов изучение этого древнейшего осадочного комплекса становится актуальной задачей
нефтегазовой геологии.
За последние два десятилетия в северо-восточной части Волго-Уральского
бассейна проведен комплекс геолого-геофизических работ по изучению рифейских отложений: глубокое бурение скважин, сейсморазведочные работы МОГТ и
гравиметрические работы. Получена новая информация о литологии, мощности,
условиях залегания рифейских пород и их нефтегазоносности.
В данной работе рассматриваются особенности строения и перспективы
нефтегазоносности рифейских отложений северо-востока Волго-Уральского бассейна на территории Пермского края на основе всей имеющейся на сегодняшний
день геолого-геофизической информации. Рифейские породы развиты исключительно в палеорифтах – авлакогенах: Калтасинском и Казанско-Кажимском. Эти
отложения сформировались в авлакогенную стадию развития Восточно-Европейской платформы, начавшуюся примерно 1.65 млрд. лет назад.
1. Стратиграфия, тектоника и нефтегазоносность
Стратиграфия и литология. Рифейские породы непосредственно
залегают на кристаллическом фундаменте. Блоковая структура и латеральная
неоднородность вещественного состава и физических свойств фундамента
оказывают заметное влияние на формирование нижних осадочных толщ,
определяя этим их строение. На территории Пермского края абсолютные отметки
залегания кровли фундамента изменяются от –1600 м в пределах Коми-Пермяцкого выступа до –11000 м и более в наиболее погруженных впадинах Калтасин-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
2
ского авлакогена (юг и юго-запад). Согласно общепринятой схеме возрастного
расчленения фундамента (Р.А. Гафаров, А.Я. Ярош, В.М. Проворов, В.М.
Новоселицкий, С.А. Шихов, Г.Г. Кассин и др.), выделяются 2 типа блоков – позднеархейские и раннепротерозойские. Первые консолидировались в конце беломорского тектономагматического этапа, вторые – в конце карельского. Разновозрастные блоки фундамента разделяются на основе анализа гравитационного и
магнитного полей. Позднеархейские блоки отличаются повышенными значениями ∆Ta, а также мозаичным распределением локальных аномалий гравитационного и магнитного полей. Кроме того, они отличаются повышенной основностью слагающих их пород и более устойчивы к дроблению. Кристаллический
фундамент вскрыт 12 скважинами (вскрытая мощность 12-443 м) и сложен преимущественно гнейсами и гранито-гнейсами различного вещественного состава.
В общей стратиграфической шкале рифей подразделяется на три эратемы:
нижнюю (бурзяний), среднюю (юрматиний) и верхнюю (каратавий). Стоит заметить, что стратиграфия рифейских пород в связи с появлением новой геологогеофизической информации за последние годы претерпела существенные изменения. Согласно “Стратиграфической схеме…” [23], нижнерифейские породы
Волго-Уральского бассейна объединены в две серии: карачевскую и кырпинскую.
В Пермском крае породы карачевской серии бурением не вскрыты, поэтому
сложно сказать, отсутствуют ли они вообще или залегают в самых глубоких впадинах Калтасинского авлакогена на юге и юго-западе. Кырпинская серия включает в себя сарапульскую свиту, прикамскую и орьебашскую подсерии. Сарапульская свита бурением не вскрыта, но есть предположения, что породы свиты могут
залегать в наиболее глубоких впадинах Калтасинского авлакогена.
Прикамская подсерия. Подсерия разделяется на четыре свиты: петнурскую,
норкинскую, ротковскую и минаевскую. В данной работе в целях упрощения
прикамская подсерия рассматривается без разделения на свиты. В Пермском крае
отложения подсерии изучены бурением более чем десятком скважин в северной
части Калтасинского авлакогена, три из которых (Соколовская, 52-П, 53-П,
Северокамская, 12) прошли подсерию полностью. Во всех скважинах вскрыта
трудно стратифицируемая толща, которую в разные годы относили к арланской
или тюрюшевской свитам (Кузнецов, 1970, 1973, 1976, 1979). По данным бурения, прикамская подсерия сложена красноцветными песчаниками и алевролитами
с прослоями гравелитов, конгломератов и доломитов. Вскрытая мощность
варьирует от 80 м до 482 м. Общая мощность прикамской подсерии, по данным
сейсморазведки МОГТ, составляет 0 - 3500 м. Прикамские породы отсутствуют
севернее границы распространения рифея (Калтасинского авлакогена) (рис. 1) и в
Казанско-Кажимском авлакогене. Резко сокращенная мощность прикамских пород установлена в пределах Пермского и Осинцевско-Красноуфимского выступов
фундамента. Здесь мощность пород подсерии не превышает нескольких десятков
метров. Максимальная же мощность прикамских пород выявлена на юге и югозападе Пермского края.
Орьебашская подсерия в пределах Пермского края включает в себя
калтасинскую и надеждинскую свиты.
Калтасинская свита. По результатам бурения и сейсморазведочных работ
МОГТ свита подразделяется на три подсвиты: саузовскую, арланскую и ашитскую. В Пермском крае полностью все три подсвиты бурением не пройдены. На
разную глубину калтасинские отложения вскрыты двумя десятками скважин.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
3
Наиболее полно калтасинская свита изучена бурением в скв. Бедряжская, 203 и
204, Ножовская, 92, Очерская, 14 и 15.
Саузовская подсвита. В Пермском крае подсвита вскрыта тремя
скважинами (Очерская, 14 – 837 м, Краснокамская, 8в – 180 м, Бедряжская, 203 –
32 м), причем скв. Очерская, 14 полностью прошла саузовскую подсвиту. По
данным изучения пород керна и ГИС, в разрезе скв. Очерская, 14 выделены три
толщи (Ехлаков, 2001): 1) нижняя (интервал 3605-4155 м), сложена светлосерыми, серыми и коричневато-серыми доломитами; 2) средняя (3450-3605 м),
представлена серыми, темно-серыми, почти черными сильно глинистыми
доломитами; 3) верхняя (3318-3450 м), сложена слоистой карбонатной толщей с
прослоями аргиллитов и мергелей. Общая мощность саузовской подсвиты 837 м.
Необходимо отметить, что здесь переход от прикамской подсерии к орьебашской
носит постепенный характер, что затрудняет проведение четкой границы между
ними, и выделенные границы носят в некоторой степени условный характер.
Арланская подсвита. Подсвита вскрыта пятью скважинами (Бедряжская,
203 – 1036 м, Очерская, 14 – 456 м, Очерская, 15 – 864 м, Ножовская, 92 – 225 м,
Бедряжская, 204 – 200 м). Полностью арланскую подсвиту прошли скв.
Бедряжская, 203 и Очерская, 14. Наиболее полно подсвита изучена скв. Бедряжская, 203; в разрезе выделены пять толщ [3, 7]: 1) интервал 4220-4426 м, представлена переслаиванием известняков, мергелей и аргиллитов; 2) 3895-4220 м,
сложена аргиллитами с прослоями известняков, в средней части известняки
преобладают; 3) 3636-3895 м, сложена переслаиванием известняков, аргиллитов и
мергелей; 4) 3477-3636 м, представлена аргиллитами (65 - 70 %), мергелями и
известняками; 5) 3390-3477 м, сложена переслаиванием известняков и мергелей,
реже аргиллитов. Общая мощность арланской подсвиты 1036 м.
В скв. Очерская, 14 подсвита (интервал 2862-3318 м) представлена серыми,
темно-серыми, коричневатыми глинистыми доломитами с подчиненными прослоями доломитовых мергелей (Ехлаков, 2001). Мощность 456 м.
В скв. Ножовская, 92 арланская подсвита залегает в интервале 3783-4008 м
и сложена известняково-аргиллитовой толщей. Вскрытая мощность 225 м.
Ашитская подсвита. Верхняя, ашитская, подсвита лучше остальных изучена бурением. Она вскрыта 15 скважинами, три из которых – прошли подсвиту
полностью (Бедряжская, 203, 204, Ножовская, 92). В скв. Бедряжская, 203
ашитская подсвита залегает в интервале 2340-3390 м. В ее разрезе выделяются две
толщи (Т.В. Белоконь и др., 1991; Ехлаков, 2001): 1) нижняя, мергельно-известняковая (2935-3390 м) слабо охарактеризована керном. Но по данным ГИС, доля
известняков 35 - 40 %, аргиллитов – 15 - 17 %, остальное – мергели. Керн представлен серыми, реже светло-серыми, коричневато-серыми известняками, иногда
встречаются стилолитовые швы; 2) верхняя, доломитовая (2340-2935 м) значительно лучше представлена керном и сложена пестроокрашенными доломитами,
практически без глинистых разностей. Мощность подсвиты 1050 м.
Аналогичные толщи выделяются и в разрезе скв. Бедряжская, 204: нижняя
толща (3010-3500 м) сложена переслаиванием доломитов, мергелей и аргиллитов,
реже известняков; состав верхней толщи (2312-3010 м) аналогичен таковой в
скв. Бедряжская, 203, но мощность ее больше. Общая мощность ашитской подсвиты 1188 м.
В скв. Ножовская, 92 к ашитской подсвите относится доломитовая толща в
интервале 2457-3783 м (Ехлаков, 2001). В доломитах часто встречаются стилоли-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
4
товые швы, микрослоистость напоминает текстуру строматолитов. Мощность
подсвиты 1326 м.
По данным сейсморазведки МОГТ, общая мощность калтасинской свиты
составляет 0-6000 м и более. Отложения свиты отсутствуют в самых периферических зонах Калтасинского авлакогена, в пределах Пермского и ОсинцевскоКрасноуфимского выступов фундамента, а также в Казанско-Кажимском авлакогене. Полностью все три подсвиты развиты в центральных частях Калтасинского
авлакогена, к периферии они последовательно выклиниваются. В бортовых зонах
Калтасинского авлакогена обычно встречается одна подсвита, возраст которой
определить сложно. По мнению Т.В. Белоконь и др. [7], это вызывает неоднозначную корреляцию разрезов. В некоторых разрезах породы калтасинской свиты
прорываются пластовыми интрузивами габбро (Кирилловская, 100, интервалы
2561.2-2563.1 м, 2614.5-2615.7 м; Кирилловская, 82, интервалы 2672.1-2673 м,
2742.7-2745.2 м, 2773.1-2776.4 м). В скв. Краснокамская, 8в в интервале 32293235 м встречены прослои пикритовых порфиритов.
Надеждинская свита. Свита завершает разрез нижнего рифея. Она развита
локально на юге Пермского края и впервые выделена Т.В. Белоконь и др. [7] в
скв. Гожанская, 23. Там надеждинская свита представлена песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями глинистых доломитов. Ввиду очень малого
количества керна большое значение имеют данные ГИС. Вскрытая мощность
свиты 159 м.
Наиболее полно надеждинская свита изучена скв. Кирилловская, 82 и 100.
Породы свиты керном охарактеризованы выборочно. В скв. Кирилловская, 82 свита
представлена (с учетом ГИС) алевролитами с прослоями аргиллитов, реже
песчаников. В нижней части отмечены прослои доломитов. Мощность свиты 446 м.
В скв. Кирилловская, 100 отложения надеждинской свиты залегают в
интервале 2180-2430 м. Состав пород аналогичен. Мощность 250 м. В интервале
2335.5-2339 м породы надеждинской свиты прорваны пластовыми интрузивами
габбро.
Средний рифей развит локально на юге Пермского края, в Орьебаш-Татышлинско-Чернушинской тектонической зоне, в виде изолированных останцов и
представлен тукаевской (гожанской) свитой. Кроме того, гожанской свите
соответствует кажимская свита, развитая в Казанско-Кажимском авлакогене [7].
Свита неплохо изучена бурением, вскрыта более чем двумя десятками скважин
(вскрытая мощность 13-244 м). Полностью гожанская свита пройдена скв. Гожанская, 23. Сложена песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Мощность 244 м. На севере Казанско-Кажимского авлакогена мощность свиты достигает 500 м [7]. В некоторых разрезах породы гожанской свиты прорваны пластовыми интрузиями габбро (Гондыревская, 65, интервал 2260.3-2263.1 м, Москудьинская, 1, интервал 2144-2155 м).
Тектоника. После завершения раннепротерозойского этапа консолидации
кристаллического фундамента (стадия кратонизации) на Восточно-Европейской
платформе преобладали интенсивные положительные вертикальные движения,
сопровождающиеся в течение достаточно продолжительного времени новообразованием и реактивизацией прежних систем разломов, проявлением магматических процессов и формированием коры выветривания мощностью до
десятков метров, вскрытой скважинами.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
5
В начале рифея получает развитие мощный рифтинг, приведший к деструкции кристаллического фундамента, раздроблению его на отдельные блоки и образованию рифтовых систем (зон) и одиночных рифтов (грабенов). На территории
современного Пермского края рифтинг развивался преимущественно по наиболее
ослабленным зонам фундамента – раннепротерозойским блокам, консолидация
которых произошла в конце карельского тектономагматического этапа. Рифейские породы Восточно-Европейской платформы распространены исключительно
в палеорифтах (рифейских рифтовых впадинах) – авлакогенах. В платформенной
части Пермского края расположены две рифейские структуры: Калтасинский и
Казанско-Кажимский авлакогены (рис. 1). Калтасинский авлакоген является
северной частью более обширного Камско-Бельского авлакогена, который протягивается от юго-восточной части Удмуртии до выступа Кара-Тау на Урале (Башкортостан). Протяженность Камско-Бельского авлакогена достигает 700 км, ширина 150-200 км [7]. Авлакоген имеет северо-западную ориентировку. Калтасинский авлакоген (Камская впадина Камско-Бельского авлакогена) расположен в
южной части Пермского края, юго-восточной Удмуртии и на севере Башкортостана. Имеет изометричную форму, размеры 250×240 км. Мощность рифейских
пород в Калтасинском авлакогене на территории Пермского края достигает
8.5- 9.0 км. В пределах Пермского и Осинцевско-Красноуфимского выступов
фундамента мощность рифея минимальна (первые десятки метров). КазанскоКажимский авлакоген развит на территории Пермского края, Кировской области
и республики Марий-Эл. Протяженность не менее 350 км, ширина 20-50 км,
ориентировка – северо-восточная [7]. Максимальная глубина залегания фундамента не превышает 3.5 км. Мощность рифейских пород достигает 500 м в северной части авлакогена.
На первых этапах рифтинга (докалтасинское время) скорость осадконакопления была весьма высокой, местами достигала 50 м/млн. лет и более. По мнению
многих исследователей (Е.М. Аксенов, М.М. Алиев, М.М. Балашова, Т.В. Белоконь, З.П. Иванова, Т.В. Иванова, М.В. Ишерская, А.А. Клевцова, Н.С. Лагутенкова, С.Г. Морозов, И.Е. Постникова, В.А. Романов, Л.Ф. Солонцов, К.Р. Тимергазин, И.К. Чепикова, Л.В. Шаронов и др. [1, 2, 7-9, 11-12, 17, 25, 27 и др.]),
базальная часть докалтасинских отложений Камско-Бельского авлакогена (конгломераты, гравелиты, грубозернистые песчаники) рассматривается как континентальные образования, о чем свидетельствуют плохая сортировка обломочных
отложений, красноцветная окраска, косая слоистость песчаников и др. признаки.
В то время как верхние толщи, представленные песчаниками, алевролитами, аргиллитами с глауконитом, сформировались в мелководно-морских опресненных условиях. На мелководно-морские условия образования указывают также наблюдающиеся в породах знаки ряби, трещины усыхания, а также хорошая отсортированность псаммитовых частиц. По представлениям Л.В. Шаронова [27], накопление докалтасинских терригенных осадков в краевых зонах Камско-Бельской
рифейской рифтовой системе происходило в аллювиально-дельтовых и прибрежно-континентальных обстановках. В направлении центральных частей системы
формирование осадков происходило в собственно бассейновых обстановках. Е.М.
Аксенову и Л.Ф. Солонцову [1] докалтасинский этап развития Камско-Бельской
рифтовой системы представляется следующим образом. На начальных стадиях в
пологих впадинах формировались тонкозернистые аллювиальные и озерные
отложения нижней части прикамской подсерии. Во второй половине прикамского
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
6
времени темп прогибания и дифференцированные движения блоков фундамента
резко усилились. В области сноса сформировался расчлененный рельеф, что
способствовало накоплению преимущественно грубообломочных терригенных
образований. В это же время происходили излияния базальтов и внедрения даек
основных магматических пород.
К началу калтасинского времени расчлененный рельеф в области сноса,
существовавший во второй половине прикамского времени, почти полностью
пенепленезировался. Темп прогибания заметно уменьшился и не превышал 15-25
м/млн. лет в северной части Камско-Бельской системы [5]. Калтасинское время
характеризуется трансгрессией мелководно-морского бассейна, и в мелководноморских с нормальной соленостью условиях происходило накопление преимущественно доломитовых осадков. По мнению Т.В Ивановой и А.А. Клевцовой [8],
накопление осадков происходило в обстановке интенсивного химического выветривания на континенте при климатических условиях, близким к гумидным, и
незначительной расчлененности рельефа. Наряду с химическим осаждением доломитов имело место и биоморфное (водорослевое). На нормальную соленость
бассейна указывают водорослевые текстуры пород (строматолиты и онколиты), а
также присутствие глауконита. Терригенный материал пелитового размера поступал в бассейн во взвешенном состоянии, образуя глинистые прослои. Присутствие
прослоев глинистых пород в доломитах предполагает формирование исходных
осадков в условиях активной динамики водной среды. В арланское время в области сноса произошла активизация тектонических процессов, что привело к разрушению и сносу терригенного материала. Арланская подсвита представлена чередованием известняков и аргиллитов, реже глинистыми доломитами и еще реже –
терригенными породами. В разрезе калтасинских отложений преобладают
саузовские, затем следуют арланские, а ашитские – развиты только в центральных
частях Калтасинского авлакогена. К концу калтасинского времени намечаются
регрессивные тенденции в развитии бассейна седиментации.
Раннерифейский цикл осадконакопления завершается в надеждинское время. Это время, по мнению Е.М. Аксенова и Л.Ф. Солонцова [1], характеризуется
тектонической инверсией Камско-Бельской системы, и накопление осадков сменилось некоторой их деформацией и размывом. Бассейн, унаследованный от
калтасинского времени, занимал уже значительно меньшую площадь и существовал в центральных частях Камско-Бельской рифтовой системы. Отлагались в
основном песчаные, алевритовые и глинистые осадки, что указывает на
регрессивную стадию развития бассейна.
Тектоническая инверсия территории, начавшаяся в конце раннего рифея,
резко усилилась в среднем рифее, что привело к сокращению площади бассейна
седиментации. Кроме того, этот процесс привел к реактивизации разломов, по
ним происходили смещения сформированных нижнерифейских толщ и внедрение
в них систем даек основных и ультраосновных магматитов. В начале среднего
рифея на большей части данной территории наступил длительный перерыв в
осадконакоплении. Лишь на юге, по мнению М.М. Алиева и др. [2], в гожанское
время в прибрежно - и мелководно-морских условиях формировались песчаные,
песчано-алевритовые и глинистые осадки с тонкодисперсной органикой и
глауконитом. Соленость вод бассейна была повышенной, на что указывают
первичный доломитовый цемент терригенных пород, кристаллы барита, ангидрита и гипса. На повышенную соленость вод указывают также данные
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
7
Н.С. Лагутенковой и И.К. Чепиковой [11]. Геохимические условия не были постоянными и варьировали от окислительных до слабовосстановительных. Существует и другая точка зрения. По мнению В.М. Проворова [18], среднерифейский
перерыв в осадконакоплении сменился трансгрессией мелководного моря со
стороны Уральской рифтовой зоны (системы), где отлагались преимущественно
терригенные отложения тукаевской (гожанской) свиты. В гожанское время начала
формироваться Казанско-Кажимская рифтовая система [7]. Ее северо-восточная
ориентировка, отличная от северо-западной ориентировки Камско-Бельской системы, позволяет высказать предположение о различных источниках инициирования рифтинга. Условия седиментации во впадинах Казанско-Кажимской
системы схожи с таковыми Камско-Бельской рифтовой системы. Однако Казанско-Кажимская система в рифее просуществовала лишь в гожанское время. Повторная фаза рифтинга наступила в среднем-позднем девоне и завершилась тектонической инверсией в раннем мезозое и формированием Вятской системы валов.
Вероятно, глубина залегания фундамента и мощность рифейских пород в Казанско-Кажимском авлакогене в геологическом прошлом были больше, чем в современную эпоху. В среднем рифее резко замедляется темп погружения территории.
По данным Т.В. Белоконь и др. [5], скорость погружения в это время составляла
6.5-14 м/млн. лет.
В позднем рифее на исследуемой территории резко преобладали вертикальные положительные движения земной коры, поскольку отложения верхнего
рифея на большей части территории отсутствуют. Либо эти отложения вообще не
накапливались, либо происходило их образование с быстрым размывом.
Подводя итог тектоническому развитию территории в рифее, можно
сделать следующие выводы.
1. Существовали три рифтовые системы: Камско-Бельская, Казанско-Кажимская и Уральская.
2. Рифейские толщи формировались исключительно в рифтовых впадинах,
а значит, особенности их образования и условия залегания целиком зависели от
морфологии поверхности кристаллического фундамента.
3. Наибольшая площадь Калтасинского бассейна седиментации была в
раннем рифее. В среднем рифее его площадь заметно сокращается.
4. Рифейские отложения отчетливо контролируются дизъюнктивными нарушениями, которые ограничивают области развития пород рифея и определяют
морфологию поверхности фундамента. Образование рифейских толщ сопровождалось интенсивными магматическими процессами. Магматизм главным образом
основного состава был приурочен к крупным разрывным нарушениям.
5. Формирование морфологии поверхности рифея, несомненно, происходило под влиянием тектонических процессов на вендском, палеозойском и мезокайнозойском этапах развития территории. Построенные структурные карты и
сейсмогеологические разрезы отражают современную картину поверхности
рифея, сформировавшуюся под воздействием более поздних процессов.
6. Поверхность рифея повсюду имеет эрозионную природу.
Нефтегазоносность. Возможная нефтегазоносность рифейского терригенно-карбонатного комплекса Волго-Уральского бассейна признается абсолютным большинством исследователей. В состав комплекса входят отложения прикамской подсерии, калтасинской и надеждинской свит нижнего рифея, а также
гожанские (тукаевские) отложения среднего рифея.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
8
Прикамская подсерия. По данным бурения и сейсморазведки МОГТ, прикамские породы в основном представлены песчаниками и алевролитами с прослоями карбонатных и глинистых пород. Содержание Cорг в прикамских породах
варьирует от 0.08 % в песчаниках до 1.1 % в алевролитах, преобладающие значения 0.2-0.3 % [7]. Здесь приведены геохимические данные главным образом по
результатам исследований скв. Сарапульская, 1П (республика Удмуртия). Тем не
менее, степень битуминозности пород низкая даже в породах с повышенным
содержанием Cорг. Это связано с тем, что прикамские породы попали в условия
жесткого катагенеза (МК4 и выше) и их главный нефтяной потенциал уже исчерпан. Коэффициент открытой пористости изменяется от 0.13 до 22.5 %, среднее
9.27 %. Низкие значения коэффициента пористости, вероятно, связаны с глинистостью пород и влиянием на них термодинамических условий, в результате чего
происходит уплотнение и уменьшение первичной пористости пород. Кроме того,
к ухудшению коллекторских свойств приводит вторичное окварцевание и частичная доломитизация. Проницаемость колеблется от <0.1 до 1407 фм2. Таким образом, прикамские породы обладают хорошими коллекторскими свойствами. Нефтепроявления в прикамских отложениях встречены на Гаринской, Сивинской и
Соколовской площадях, более интенсивные – на Сивинской и Соколовской площадях.
Калтасинская свита. Эта свита является главной нефтегазогенерирующей
толщей осадочного докембрия Волго-Уральского бассейна. Она отличается
повышенным содержанием Cорг и повышенной битуминозностью. Признаки нефтегазоносности различной степени интенсивности выявлены во всех подсвитах –
саузовской, арланской и ашитской. Саузовская и ашитская подсвиты сложены
доломитами с прослоями известняков, мергелей и аргиллитов, а арланская подсвита – представляет собой чередование карбонатных (в основном известняков) и
глинистых пород. По Т.В. Белоконь и др. [7], наиболее обогащены Cорг глинистые
доломиты ашитской подсвиты, которые к тому же характеризуются более
высокой битуминозностью, которая составляет несколько десятков процентов (в
среднем 8.9 %). По результатам геохимических исследований скв. Бедряжская,
203 и 204, содержание Cорг в ашитских и арланских породах колеблется от 0.01 до
6.73 %, среднее 0.19 %. Наиболее высокая битуминозность отмечена в следующих
интервалах: скв. Бедряжская, 203: 3163-3169 м (91 %), 3257-3263 м (97-100 %),
3347-3352 м (43 %) – ашитская подсвита, 4267-4272 м (3 4%), 4413-4418 м (42 %)
– ашитская подсвита; скв. Бедряжская 204: 2438 м (64 %), 2484 м (49 %), 2610 м
(36 %), 2622 м (45 %), 2677-2684 м (35 %), 2750 м (31 %), 2752-2759 м (64 %),
2782 м (57 %), 2828-2834 м (75 %), 2852 м (67 %), 2902-2909 м (36-67 %), 29092915 м (35-59 %), 2930 м (32 %), 2936 м (31%), 2954 м (89 %), 2972-2978 м (41 %),
3000 м (36 %), 3046-3051 м (35-87 %), 3051-3058 м (33-82 %), 3060 м (38 %), 31013106 м (34 %), 3113-3118 м (32-36 %), 3148-3156 м (34 %), 3168-3175 м (46 %),
3175-3182 м (43 %), 3182-3189 м (43 %), 3198 м (46 %), 3207-3214 м (40 %), 32343241 м (38 %), 3306-3311 м (38-50 %), 3331-3338 м (34 %), 3403-3410 м (63 %),
3432-3438 м (59 %) – ашитская подсвита, 3501-3508 м (63 %), 3553-3560 м (3359 %), 3600-3607 м (40 %), 3686-3693 м (32 %) – арланская подсвита. По данным
петрофизических исследований образцов керна калтасинских отложений (ОАО
«Пермнефтегеофизика», 2006), коэффициент открытой пористости ашитских пород варьирует от 0.1 до 4.0 % (в среднем 0.9 %), арланских – от 0.1 до 5.8 % (среднее 1.29 %). Проницаемость ашитских пород изменяется от <0.001 до 17.4 фм2,
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
9
лишь в единичном образце проницаемость составила 175 фм2. Проницаемость арланских пород колеблется от <0.001 до 46.3 фм2. Что же касается саузовских
пород, то имеются только единичные случаи определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) данных отложений, но можно предположить, что они близки
ФЕС ашитских пород. По этим же данным, на основе изучения керна скв. Бедряжская, 203 и 204 в арланских породах выявлена сильно развитая микротрещиноватость, обусловленная растрескиванием по ослабленным глинистым пропласткам вследствие снятия горного давления. Кроме того, встречаются трещины
естественного генезиса. В ашитских породах по петрофизическим шлифам изучены микротрещины. Раскрытость 1-50 мкм. Микротрещины расположены по
наслоению и субвертикально, приурочены к ослабленным зонам и стилолитовым
швам. Минерализация микротрещин полная и частичная. Предполагается естественное происхождение большинства микротрещин, поскольку они заполнены по
стенкам глинистым веществом, битумом, минерализацией и редким нефтенасыщением. В образцах керна обнаружены также каверны размером до 6 мм. Таким
образом, можно предположить наличие в породах ашитской подсвиты коллекторов трещинно-кавернозного типа. В ряде случаев были выявлены доломиты с
коэффициентом открытой пористости 2.4 - 4.0 %. Несомненно, это – вторичная
пористость, образованная в процессе доломитизации и образования доломитов
замещения.
В калтасинских отложениях нефтепроявлений практически не выявлено.
Это связано с низкими коллекторскими свойствами калтасинских пород. Лишь в
скв. Черновская, 41 ашитские доломиты пропитаны битумом. Слабое нефтепроявление выявлено в ашитских отложениях скв. Бедряжская, 203. Битумопроявления
обнаружены в арланских (скв. Бедряжская, 203, 204, Ножовская, 92, Очерская, 14)
и ашитских (скв. Бедряжская, 203, 204, Ножовская, 92) породах.
Надеждинская свита. Отложения свиты развиты очень локально на юге
Пермского края и представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с
прослоями глинистых доломитов. Содержание Cорг в породах свиты очень низкое,
битуминозность – фоновая. Все эти факторы позволяют сделать вывод о бесперспективности надеждинских отложений на возможность обнаружения в них залежей нефти и газа.
Гожанская (тукаевская) свита. Имеет ограниченное распространение на
юге Пермского края, в Орьебаш-Татышлинско-Чернушинской тектонической зоне, в виде изолированных останцов. Накопление песчаных и алевритовых толщ
происходило в благоприятных для формирования коллекторов прибрежноморских и мелководно-морских условиях с активным гидродинамическим режимом. Коэффициент открытой пористости отдельных песчаников достигает 20 %,
преобладают значения 1.0-12.1 %, проницаемость может достигать 35.7 фм2 и более, преобладают значения 0.05-9.6 фм2. Песчаные коллекторы залегают в виде
пластов мощностью в несколько десятков метров, разделенные плотными аргиллито-алевролитовыми породами. Нефтепроявления различной степени интенсивности в гожанских отложениях выявлены на Аряжской, Асюльской, Батырбайской, Куединской, Таныпской и Тартинской площадях Пермского края. По мнению А.А. Клевцовой [10], нефтепроявления в гожанских отложениях приурочены
к гипсометрически повышенным участкам. Зона вблизи поверхности несогласного залегания вендского комплекса на рифейском комплексе являлась наиболее
доступным путем для миграции нефти. Коллекторские свойства пород в поверх-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
10
ностной зоне были улучшены в результате эрозионных процессов, происходивших в течение длительного допоздневендского перерыва в осадконакоплении. Об
этом свидетельствуют, в частности, высокие дебиты пластовых вод, полученные
из скважин Асюльской и Таныпской площадей. Содержание Cорг в гожанских
породах низкое, а значит, нефтепроявления носят эпигенетичный характер.
Весь период формирования нефтяных и газовых месторождений в древних
отложениях северо-востока Волго-Уральского бассейна Т.В. Белоконь и др. [5]
подразделяют на четыре крупных этапа: раннерифейский, средне-позднерифейский, поздневендский и позднепалеозойский.
В раннем рифее нижняя часть калтасинской свиты (саузовская подсвита и
часть арланской подсвиты) вступила в главную зону нефтеобразования (ГЗН). К
концу раннего рифея на большей части территории эти отложения уже вошли в
главную зону газообразования (ГЗГ). В ГЗН продолжала пребывать большая часть
отложений в северной части Калтасинского бассейна, где могли существовать
благоприятные условия для формирования нефтяных месторождений раннего
рифея. Отложения ашитской подсвиты не достигали ГЗН.
На средне-позднерифейском этапе началось общее воздымание территории, и на протяжении нескольких сотен млн. лет происходил размыв накопившихся отложений. Тектонические движения, обусловившие подъем северной
части Калтасинского бассейна, могли привести к разрушению почти 80 % ранее
сформированных в средней части калтасинской свиты залежей нефти. Длительный перерыв в осадконакоплении способствовал дальнейшей дегазации и разрушению залежей в арланской подсвите, в результате чего к концу этапа в саузовской и арланской подсвитах в северной части бассейна могли остаться только
следы скоплений в виде высоковязкой тяжелой нефти и битумов. Верхние части
ашитской подсвиты продолжали находиться вне ГЗН.
В позднем венде после формирования комплекса отложений наступил
перерыв в осадконакоплении длительностью более 150 млн. лет. Верхи ашитской
подсвиты по-прежнему находились вне ГЗН, как и на протяжении всего раннего
палеозоя.
В позднем палеозое верхние части ашитской подсвиты вступили в ГЗН, что
особенно важно, т.к. ранее они не вступали в ГЗН, а значит, полностью сохранили
свой углеводородный потенциал. Кроме того, легкие неокисленные битумоиды
были обнаружены в арланской подсвите (скв. Бедряжская, 203), что свидетельствует о сохранившемся к позднепалеозойскому этапу значительном нефтегенерационном потенциале. На этом этапе генерация углеводородов в арланской и
ашитской подсвитах могла происходить практически одновременно с генерацией
в венде и палеозое. А продолжавшийся подток газа из саузовских отложений
способствовал, с одной стороны, вертикальной и латеральной миграции жидких
углеводородов в газовой фазе, а, с другой стороны, при благоприятных геологических факторах – выносу нефтяных углеводородов из рифейских отложений в
вендские и, возможно, палеозойские.
Исходя из вышеизложенного материала о нефтегазоносности рифейских
пород, можно сделать следующие выводы.
1. Главной нефтегазогенерационной толщей является калтасинская свита
нижнего рифея. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают породы прикамской подсерии нижнего рифея и гожанской свиты среднего рифея. Поскольку
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
11
поверхность рифея повсюду имеет эрозионную природу, то приповерхностные
породы обладают улучшенными коллекторскими свойствами.
2. Основные нефте - и битумопроявления в рифейском комплексе связаны
с отложениями прикамской подсерии и гожанской свиты.
3. Терригенные породы гожанской свиты среднего рифея и нижние свиты
бородулинской серии верхнего венда образуют единую проводящую толщу.
4. Основные типы ловушек рифея – антиклинальные, связанные с движениями блоков фундамента по разломам и внутрилитосферными силами сжатия, а
также тектонически - и литологически - экранированные. Кроме того, перспективными зонами на выявление залежей нефти и газа в рифее могут являть зоны
разуплотнения пород, древние коры выветривания на границах стратиграфического несогласия, возможные биогермные тела в карбонатных породах.
5. Рифейские отложения находятся в закрытых гидрогеологических условиях, благоприятных для сохранения залежей углеводородов.
6. Основные нефте -, газо - и битумопроявления концентрируются в пограничных слоях рифейских и вендских пород.
7. В вендских отложениях отсутствуют значимые признаки нефтегазоносности на тех площадях, которые удалены от Калтасинского авлакогена.
8. Поскольку не существует каких-либо значимых различий между нефте -,
газо - и битумопроявлениями рифея и венда, можно сделать вывод, что основной
источник нефтегазообразования находится в рифейском комплексе.
9. Главные районы поиска нефти – участки неглубокого залегания калтасинской свиты, генерировавшей значительные объемы углеводородов в позднепалеозойский этап погружения Волго-Уральского бассейна и в настоящее время
находящейся в ГЗН (ашитская подсвита). Это – северная и центральная приподнятая части Камско-Бельского авлакогена.
10. Поисково-разведочные работы на нефть и газ в рифейских породах должны иметь самостоятельную основу. Только путем глубокого научного изучения
можно решить сложные вопросы промышленной нефтегазоносности осадочного
докембрия Волго-Уральского бассейна.
2. Геолого-геофизические модели строения Калтасинского авлакогена
Калтасинский авлакоген (и Камско-Бельский авлакоген в целом) является
самым перспективным объектом на обнаружение залежей углеводородов в осадочном докембрии Волго-Уральского бассейна. Учитывая относительно слабую
изученность рифейских отложений бурением, их большую глубину залегания и
мощность чрезвычайно важную роль играют геофизические исследования и,
прежде всего, сейсморазведка МОГТ и высокоточная гравиразведка. Комплексирование этих двух геофизических методов позволило существенно продвинуться в изучении глубинного строения недр. Сейсмические методы позволяют
разделять рифейские отложения на ряд литолого-физических комплексов, на границах которых происходят существенные изменения физических свойств пород,
обусловленные, прежде всего, различным литологическим составом. Гравиметрические исследования позволяют выявлять плотностные неоднородности пород
как по латерали, так и по вертикали.
Основным и наиболее эффективным геофизическим методом исследования
пород рифея является сейсморазведка. Обобщением региональных сейсморазве-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
12
дочных работ по рифейским и вендским отложениям Пермского края, Удмуртии и
севера Башкортостана в 1970–1980-е гг. занимался Г.М. Фролович. С начала
2000- х гг. в Пермском крае проведен ряд региональных сейсморазведочных работ
с целью уточнения и детализации глубинного строения территории, в т.ч. рифейских отложений. На рис. 1 северная граница распространения рифейских пород
проведена по данным бурения и сейсморазведки МОГТ. В области развития
Калтасинского авлакогена можно выделить четыре участка, на которых выполнены комплексные региональные геолого-геофизические исследования рифейских отложений (рис. 1). Данные геолого-геофизические модели представляют
собой согласованные сейсмогравиметрические модели строения рифейских и
вендских пород. Интерпретация сейсмических материалов осуществлена сотрудниками ОАО «Пермнефтегеофизика», гравиметрические исследования проводились в Горном институте УрО РАН. Плотностное моделирование разрезов выполнялось в программе GModRa, разработанной в Горном институте УрО РАН под
руководством В.М. Новоселицкого [24]. Суть его заключается в следующем. Сначала по априорным данным строится исходная плотностная модель на основе
структурных карт отражающих горизонтов и сведений о величине плотности
пород в разных толщах. Плотность в пределах одного слоя задается постоянной.
Начальная плотностная модель аппроксимируется набором гравитирующих контактов. Затем решается прямая задача гравиметрии. Суммарное значение гравитационного эффекта модели сравнивается с наблюденным полем. Путем изменения значений плотности блоков модели подбирается поле, удовлетворяющее
исходному (наблюденному полю в редукции Буге) с заданной точностью. При
моделировании использовались данные В.М. Новоселицкого и др. [13]. На всех
моделях показаны только нижние части разрезов: с поверхности венда (участки I
и II) или терригенного тимана (участки III и IV). В последнем случае рассматриваются отложения терригенного девона и венда, объединенных в вендскодевонский терригенный комплекс (ВДТК). Однако девонские отложения имеют
весьма незначительную мощность (несколько десятков метров) и, следовательно,
не вносят какого-либо существенного вклада в геофизические поля, по сравнению
с вендом.
Участок I. Данный участок расположен на территории юга Пермского
края, восточной части Удмуртии и севера Башкортостана, в осевой зоне Калтасинского авлакогена. Эта зона характеризуется наиболее полным развитием рифейских отложений, общая мощность которых достигает 8.5 км. По материалам
геолого-геофизических работ разных лет составлены два геологических разреза
рифейских и вендских пород (ОАО «Пермнефтегеофизика», 2006; рис. 1). Профиль I-I имеет субширотную ориентировку, его длина ~180 км (рис. 2). Западная
часть профиля расположена в Удмуртии. Рифейский авлакогеновый комплекс
представлен бурзянием (прикамская подсерия, калтасинская свита, надеждинская
свита) и юрматинием (гожанская свита). Профиль II-II имеет северо-западную –
юго-восточную ориентировку, длина ~120 км (рис. 3). Профиль локализован
главным образом на территории Пермского края и лишь самая южная его часть
расположена в Башкортостане. Рифейский комплекс представлен здесь только
бурзянием.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
13
ВПВ
Условные обозначения:
Т
ВП
КолС
ККА
КС - Камский свод
ПС - Пермский свод
БС - Башкирский свод
СолВ - Соликамская впадина
ЮСВ - Юрюзано-Сылвенская впадина
ВКВ - Верхнекамская впадина
БКВ - Бымско-Кунгурская впадина
ВисВ - Висимская впадина
КолС - Колвенская седловина
КЧС - Косьвинско-Чусовская седловина
РакС - Ракшинская седловина
ВП - Вычегодский прогиб
Т - Тиман
ЗУЗС - Западно-Уральская зона
складчатости
ЗУЗС
КС
СолВ
III
ВисВ
КА - Калтасинский авлакоген
ККА - Казанско-Кажимский авлакоген
КЧС
71
50 52
55
57
12
58
53
РакС
14
15
41
II
20
I
1918в
- граница Пермского края
IV
ПС
КА
II
БКВ
- северная граница
распространения
рифейских пород
1
92
ВКВ
- линии региональных
сейсмических профилей
60
82
100
I
ЮСВ
12
1-ОП
251
133
23
1П
203204
I БС
5
I
69
II
82
203
7000
20005
0
40
80 КМ
- контуры участков комплексных
геолого-геофизических исследований,
их номера
- скважины, вскрывшие рифейские породы,
их номера
- линии региональных
геолого-геофизических разрезов
Рисунок 1. Схема изученности рифейских отложений платформенной части
Пермского края геолого-геофизическими методами
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
14
∆ g, мГал
-10
∆ gнабл.
-20
∆ gмод.
-30
0
I
-2
-2.5
-3
20
40
60
V2vr
2.67
2.73
2.72
2.72
2.75
2.76
R1kl1
2.64
2.65
-4
120
140
2.66
2.59
R2tk
V2vr 2.58
2.57
R1nd
2.59
V2kk
2.78
2.83
R1kl2
2.67
2.66
R1prk
I
R2tk
2.82
2.81
2.8
R1kl3
2.79
180 км
160
Бедряжская, 204
Бедряжская, 203
Этышская, 251
2.67
2.67 2.66
2.68 2.69
2.63
-5
-5.5
100
Гожано-Быркинская, 23
R1kl2
-3.5
-4.5
80
Азинско-Пальниковская, 133
Сарапульская, 1П
2.7
2.75
2.72
2.62
2.68
2.71
-6.5
R1kl1
2.73
R1prk
-6
2.74
2.77
2.73
2.74
2.6
-7
-7.5
2.58
-8
2.59
2.62
2.61
-8.5
R1prk
2.57
2.6
2.61
2.79
2.63
-9 2.81 2.8
-9.5
-10
2.75
2.72
-10.5
2.73
2.76
2.78
AR-PR1
2.77
2.76 2.78
2.75
2.74
-11
H, км
- скважины
0
2.76
18
2.85
2.83
2.78 2.81
36 км
- тектонические нарушения 2.80 - плотность, г/см 3
Рисунок 2. Геолого-плотностная модель рифейских и
вендских пород по профилю I-I
Поверхность кристаллического фундамента располагается на отметках от
– 9800 м до –11100 м. На рис. 2, 3 видно, что наблюдается несоответствие между
поверхностью фундамента и вышезалегающих рифейских отложений: наиболее
погруженным блокам фундамента отвечает приподнятое положение поверхности
пород рифея. Базальный осадочный комплекс (прикамская подсерия) непосредственно залегает на кристаллическом фундаменте. Мощность комплекса варьирует от 2300 м до 3600 м, увеличиваясь на восток. Плотность пород прикамской
серии составляет 2.57-2.63 г/см3. Вышезалегающая калтасинская свита представлена всеми тремя подсвитами. Суммарная мощность свиты 5000-5500 м. Значения
плотности калтасинских отложений представлены на рис. 2, 3. Отложения надеждинской свиты развиты локально в юго-восточной части площади, здесь ее мощность не превышает 100-150 м. Плотность пород надеждинской свиты 2.59 г/см3.
Отложения среднего рифея представлены только тукаевской свитой, имеющей
ограниченное распространение в восточной части профиля I-I. Максимальная
мощность 250 м. Плотность 2.59 г/см3. Выявлены закономерности латеральной
изменчивости плотности. По профилю I-I плотность рифейских пород
уменьшается в западном направлении, а по профилю II-II – в центральной части.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
15
∆ g, мГал
-15
∆ gмод.
-20
-25
∆ gнабл
0
II
20
40
60
Ножовская, 92
-2
2.56
-2.5
2.83
-3
2.55
2.82
120 км
100
Бедряжская, 203
2.58 V2vr
Татышлинская, 69
V2kk
2.59
2.82
II
2.59
R1nd
2.82
R1kl3
2.8
2.81
Тюндюкская, 60
2.57
2.54
80
2.8
-3.5
-4
2.68
2.69
2.67
2.67
R1kl2
2.68
2.68
2.69
-4.5
-5
2.73
-5.5
2.74
2.77
-6
2.75
2.73
2.74
2.75
R1kl1
-6.5
-7
-7.5
-8
-8.5
-9
2.63
2.62
2.62
2.61
2.6
2.61
2.62
R1prk
-9.5
-10
-10.5
2.85
-11
H, км
2.84
2.79 AR-PR1
2.76
2.75
2.78
2.8
2.77
2.84
2.82
2.78
0
12
24км
Рисунок 3. Геолого-плотностная модель рифейских и
вендских пород по профилю I-I. Условные обозначения на рис. 2
На обоих профилях во временных разрезах отчетливо отражается НовоДубовогорское поднятие (рис. 2, 3). Наиболее ярко оно выражено по VI, VII и VIII
отражающим горизонтам, сопоставляемых соответственно с кровлей арланских,
саузовских и прикамских отложений. Это крупное антиклинальное поднятие
имеет четко выраженное тектоническое происхождение и является перспективным объектом на обнаружение залежей нефти и газа. Его образование связано
с внутрилитосферными силами сжатия, а также с вертикальными движениями
блоков фундамента по разломам.
Участок II. Участок расположен в западной части Пермского края и в
восточной части Удмуртии. В тектоническом отношении территория исследования расположена по поверхности фундамента по большей части в пределах
Калтасинского авлакогена, на северо-западе – в пределах Камской гомоклинали
(рис. 1). На данной территории выполнены сейсмические исследования по семи
региональным профилям (ОАО «Пермнефтегеофизика», 2005) (рис. 4-10). Проведенные исследования позволили уточнить глубинное строение древнейших осадочных толщ.
Поверхность кристаллического фундамента погружается в южном и югозападном направлении от –2500 м (Камская гомоклиналь) до –11000 м (центральные области Калтасинского авлакогена). Особенно резко погружение видно
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
16
на профиле 110205 (рис. 8). В восточном направлении фундамент погружается
монотонно до –4000 м (рис. 4, 5); более резко поверхность фундамента погружается в юго-восточном направлении до –6500 м (ОАО «Пермнефтегеофизика»,
2007). Плотность пород фундамента варьирует в очень широких пределах – от
2.65 до 2.90 г/см3 и более.
Рифейский комплекс на данной территории представлен бурзянием –
отложениями прикамской подсерии и калтасинской свиты. Прикамский карбонатно-терригенный комплекс развит повсеместно, за исключением северо-западной
части. Мощность прикамских отложений варьирует от 0 до 2500 м в западной и
южной частях площади исследования, на юго-востоке мощность прикамской
подсерии достигает 2300 м. Плотность прикамских пород варьирует от 2.58 до
2.63 г/см3.
Калтасинская свита наиболее полно (в объеме всех трех подсвит) представлена только в западной и южной частях территории, во внутренних зонах Калтасинского авлакогена (рис. 6-8), а в краевых зонах они последовательно выклиниваются. Общая мощность калтасинских отложений составляет 0-6000 м и более.
Значения плотности калтасинских отложений следующие: саузовская подсвита –
2.73-2.80 г/см3, арланская подсвита – 2.66-2.68 г/см3, ашитская – 2.75-2.81 г/см3.
Пониженные значения плотности калтасинских пород характерны для западной
части участка.
∆ g, мГал
∆ T, нТл
600
20
400
15
200
10
0
5
0
20
40
З
60
80
120 X, км
100
В
1
2 1,33,56
-2.0
2.55 2.56
2.56
2.55
-2.5
2.55
2.74
2.76
2.55
2.58
2.76
2.74
-3.5
2.57
V2
2.79
-3.0
213
2.76
2.61
2.6
2.75
2.78
R1prk
2.8
2.72
2.61
2.75
2.86
>2.90
-4.0
2.88
>2.90
-4.5
PR1
2.89
-5.0
-5.5
-6.0
H, км
Рисунок 4. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 110201 (Обвинский)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
17
∆ g, мГал
∆ T, нТл
15
500
10
250
5
0
0
0
15
30
З
45
36
-250
75 X, км
60
4
3
-2.0
2.55
2.56
2.54
-2.5
-3.0
2.56
2.6
2.62
2.6
2.59
V2
В
2.59
R1prk
2.62
-3.5
2.61
2.71
2.9
2.69
2.85
2.87
2.8
2.8
>2.90
>2.90
2.73
2.88
-4.0
2.86
2.81
2.75
2.85
2.9
2.85
-4.5
2.88
2.88
2.71
-5.0
PR1
-5.5
-6.0
-6.5
H, км
Рисунок 5. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 110102 (Зюкайский)
∆ g, мГал
∆ T, нТл
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
0
-100
-200
0
5
10
15
20
25
З
2
30
1
35
40
45 X, км
В
3
-2.0
2.56
-3.0
V2
2.57
2.8
2.81
R1kl3
2.77
2.56
2.66
R1kl2
-4.0
2.75
2.68
2.74
2.66
2.75
2.78
2.59
2.8
-5.0
2.79
2.76
2.6
R1kl1
2.61
2.78
-6.0
2.63
R1prk
2.7
2.72
2.62
-7.0
2.72
2.6
-8.0
2.69
2.81
2.8
2.66
2.75
PR1
2.73
-9.0
H, км
Рисунок 6. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 150403 (Очерский)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
18
∆ g, мГал
∆ T, нТл
-4
100
-5
0
-6
-100
-200
-7
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
X, км
С
Ю
-2.0
2.57
V2
2.56
-3.0
2.76
2.76
2.77
2.79
2.77
2.75
2.77
2.75
2.77
R1kl3
-4.0
2.66
2.67
-5.0
2.66
R1kl2
2.67
2.76
2.77
2.77
-6.0
2.75
2.74
-7.0
R1kl1
2.75
2.74
2.61
-8.0
2.6
-9.0
R1prk
2.79
2.61-2.62
-10.0
2.75
2.72
2.75
PR1
2.72
2.76
2.75
-11.0
H, км
Рисунок 7. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 150405 (Бородулинский)
∆ g, мГал
∆ T, нТл
10
500
250
5
0
0
-250
0
10
20
30
Ю
40
60 X, км
50
1
57
С
-2.0
2.56
2.57
2.77
-3.0
2.57
V2
2.56
R1kl 3
2.54
2.6
2.78
2.66
2.61
2.62
2.66
2.67
R1prk
R1kl2
2.66
-4.0
2.77
2.76
2.79
-5.0
2.76
R1kl1
2.62
PR1
2.61
-6.0
2.62
2.61
2.85
2.75
2.77
>2.90
R1prk
2.76
2.9
-7.0
2.79
2.78
2.82
2.89
2.79
-8.0
2.81
2.75
-9.0
H, км
Рисунок 8. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 110205 (Бородулинский)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
19
∆ g, мГал
∆ T, нТл
8
200
6
4
0
2
-200
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
X, км
С
Ю
-2.0
2.56
2.57
2.56
-2.5
2.58
2.57
V2
2.66
-3.0
R1kl2
2.74
2.75
2.74
2.75
2.73
2.6
-3.5
R1kl1
2.74
2.59
-4.0
2.6
-4.5
>2.90
R1prk
2.58
2.59
2.82
2.83
2.71
2.7
2.65
-5.0
2.85
2.79
2.7
2.85
PR1
H, км
Рисунок 9. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских пород по профилю 150406 (Карагайский)
∆ g, мГал
∆ T, нТл
400
15
200
10
0
0
10
20
30
40
Ю
-2.0
-2.5
50
60 X, км
С
72
2.55
2.55
V2
2.56
-3.0
2.6
R1prk
2.61
2.6
-3.5
-4.0
2.74
>2.90
2.88
2.84
-4.5
2.76
2.86
2.76
2.84
2.81
2.75
2.71
2.75
PR1
-5.0
-5.5
H, км
Рисунок 10. Сейсмогравиметрическая модель рифейских и
вендских отложений по профилю 110206 (Карагайский)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
20
Участок III. Территория исследования находится в центральной части
Пермского края (рис. 1). В тектоническом отношении участок по поверхности
фундамента расположен в Калтасинском авлакогене, а в северо-западной части он
приурочен к Камской гомоклинали. На участке проведены комплексные региональные сейсмические и гравиметрические исследования по 12 профилям (ОАО
«Пермнефтегеофизика», 2007) (рис. 11-22).
Поверхность кристаллического фундамента располагается на отметках от
– 2900 м (Пермский выступ) до –6500 м в юго-западной части профиля. В восточном направлении фундамент монотонно погружается до –5000 - –5700 м. Плотность пород фундамента составляет 2.66-2.90 г/см3 и более.
Рифей на участке представлен отложениями прикамской подсерии и нижней, саузовской, подсвитой калтасинской свиты. Сокращенный объем рифейских
отложений обусловлен расположением участка исследования в периферической
зоне Калтасинского авлакогена. Мощность пород прикамской подсерии варьирует
от 0 на северо-западе территории (севернее границы распространения пород
рифея) до 1400 м – в южной части. На востоке мощность прикамской подсерии
достигает 1100 м. В пределах Пермского выступа мощность прикамских пород
составляет несколько десятков метров (рис. 15, 16). Плотность прикамской подсерии 2.59-2.64 г/см3.
Отложения саузовской подсвиты распространены на значительно меньшей
площади, чем прикамские. Они отсутствуют в северной части, а также в пределах
Пермского выступа. Наибольшая мощность (1600 м) отмечена в юго-западной
части территории исследования (рис. 20), в основном же мощность саузовских
отложений не превышает 1000 м. Плотность варьирует от 2.73 до 2.82 г/см3.
∆ g, мГал
∆ T, нТл
10
200
8
100
6
0
4
-100
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45 X, км
Ю
С
0.0
-1.0
-2.0
-3.0
-4.0
-5.0
III
2.58
V
2.76
VIII
2.58
2.57
2.58
2.75
2.76
2.75
2.76
2.6
2.61
2.57
ВП
2.61
2.61
Ф(PR1)
-6.0
2.6
2.57
2.75
2.6
2.74
2.77
2.79
2.78
2.79
2.78
2.79
2.76
H, км
Рисунок 11. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород
и ВДТК по профилю 1506i05
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
21
∆ T, нТл
∆ g, мГал
20
400
18
200
16
0
14
-200
12
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
65 X, км
60
С
Ю
0.0
-1.0
III
-2.0
2.56
ВП
2.55
2.57
2.55
2.57
2.74
2.76
2.61
2.74
2.59
2.76
2.61
V
VIII 2.6
-3.0
2.75
Ф(PR1)
2.59
-4.0
2.7
-5.0
2.73
2.76
2.75
2.76
2.77
2.81
-6.0
H, км
Рисунок 12. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i05b
∆ g, мГал
∆ T, нТл
300
23
200
100
22
0
21
0
4
8
12
16
20
24
28 X, км
С
Ю
0.0
-1.0
-2.0
III
2.59
2.58
-3.0
2.61
VIII 2.6
-4.0
2.58
2.6
2.59
2.58
2.61
Ф(PR1)
-5.0
2.75
2.76
2.79
2.75
2.77
2.74
-6.0
H, км
Рисунок 13. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i05c
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
22
∆ g, мГал
∆ T, нТл
-100
21
20
-150
19
0
4
8
12
16
20
24
28 X, км
Ю
С
0.0
-1.0
-2.0
III
2.58
2.59
-3.0
2.57
Ф(PR1)
-4.0
-5.0
2.76
2.78
2.75
2.77
-6.0
H, км
Рисунок 14. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i05d
∆ g, мГал
∆ T, нТл
20
400
18
350
16
14
0
4
8
12
З
15 17 8
14
10
16
20
24
300
28 X, км
В
142
9
12
0.0
-1.0
-2.0
-3.0
III
2.58
2.59
2.58
2.59
2.58
VIII
2.6
Ф(PR1)
2.6
VIII
-4.0
2.84
-5.0
2.83
2.84
>2.90
2.85
2.82
2.77
2.75
2.77
2.83
-6.0
H, км
Рисунок 15. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1206i02c
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
23
∆ T, нТл
0
∆ g, мГал
20
-100
15
-200
10
-300
-400
5
0
5
10
15
20
25
30
35
45 X, км
40
В
З
25
1
0.0
-1.0
-2.0
2.61
-3.0
2.62
2.6
2.62
-4.0
2.81
-5.0
2.78
2.7
2.75
>2.90
2.88
>2.90
-6.0
H, км
Рисунок 16. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1206i02a
∆ g, мГал
∆ T, нТл
20
-350
15
-400
10
-450
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60 X, км
В
З
0.0
-1.0
-2.0
III
III
-3.0
-4.0
-5.0
2.62
2.64
VIII
V
2.66
2.65
ВП
2.66
2.65
2.67
Ф(PR1)
2.75
2.6
2.76
2.61
2.82
-6.0
>2.90
2.66
2.65
2.74
2.62
2.86
2.79
2.82
2.8
2.82
2.76
2.64
2.75
2.82
2.76
2.74
2.75
2.6
2.61
2.75
2.66
H, км
Рисунок 17. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1206i02b
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
24
∆ g, мГал
∆ T, нТл
16
0
14
-100
12
10
-200
8
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
З
50
55
60
65
-300
75 X, км
В
70
41
0.0
-1.0
III
-2.0
III
-3.0
V
2.61
2.62
2.63
2.63
2.65
ВП
2.75
-4.0
VIII
2.75
2.76
2.62
2.6
2.61
2.6
2.64
2.76
2.6
2.77
2.61
2.63
Ф(PR1)
2.62
-5.0
2.86
2.84
2.82
2.83
2.78
2.8
-6.0
2.81
2.78
2.71
H, км
Рисунок 18. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1206i03
∆ T, нТл
∆ g, мГал
15
100
10
0
5
0
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
48 X, км
44
В
З
0.0
-1.0
-2.0
III
-3.0
2.62
2.61
-4.0
VIII
Ф(PR1)
-5.0
-6.0
2.6
2.62
2.62
2.6
2.86
2.87
2.76
2.59
2.6
2.75
H, км
Рисунок 19. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1206i04
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
25
∆ g, мГал
∆ T, нТл
10
8
-250
6
4
2
-300
0
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
З
X, км
В
21
0.0
-1.0
-2.0
III
2.56
V
-3.0
2.55
2.56
2.57
2.57
2.58
2.57
2.56
2.56
2.57
ВП
2.78
2.8
2.78
2.75
-4.0
2.77
2.62
2.61
2.62
2.63
VIII
2.76
2.62
-5.0
2.6
-6.0
2.72
2.74
2.72
2.78
2.85
2.78
2.76
Ф(PR1) 2.75
H, км
Рисунок 20. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i01b
∆ g, мГал
∆ T, нТл
8
200
6
0
-200
90 X, км
4
0
10
20
30
40
50
60
70
80
В
З
73
5
0.0
-1.0
-2.0 2.59 III
-3.0
2.76
-4.0 2.61
2.58
2.74
2.75 V
2.72
2.6
2.75
2.59
2.76
2.6
2.74
2.6
Ф(PR1)
-5.0
2.76
2.76
2.75
2.76
2.74
2.73
2.62
2.74
2.59
2.59
2.75
2.61
2.75
2.61
VIII 2.59
-6.0
2.58
2.59
ВП
2.6
2.72
2.74
2.71
2.7
H, км
Рисунок 21. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i01a
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
26
∆ g, мГал
∆ T, нТл
5
-200
4
3
-300
2
1
0
-400
0
5
10
15
20
25
35 X, км
30
В
З
230
221
0.0
-1.0
-2.0
III
2.63
-3.0
V
-4.0
-5.0
2.65
2.64
2.66
ВП
VIII
2.75
2.61
2.76
2.62
2.75
2.63
-6.0
2.8
2.78
2.81
2.74
2.61
Ф(PR1)
2.78
2.6
2.79
2.75
H, км
Рисунок 22. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и
ВДТК по профилю 1506i01
Участок IV. Территория исследования расположена в юго-восточной части
Пермского края, в периферической зоне Калтасинского авлакогена (рис. 1). На
данной территории проведены сейсмические и гравиметрические исследования по
десяти региональным профилям (ОАО «Пермнефтегеофизика», 2003; Горный
институт УрО РАН, 2004) (рис. 23-32).
Поверхность кристаллического фундамента расположена на отметках от –
2800 м до –8200 м. Фундамент погружается в восточном направлении, а к югу
(Осинцевско-Красноуфимский выступ) происходит его подъем. Плотность пород
фундамента составляет 2.65-2.90 г/см3 и более.
Рифейские отложения на данном участке представлены прикамской
подсерией и саузовской подсвитой калтасинской свиты. Прикамские отложения
имеют повсеместное распространение. Их мощность возрастает с запада на восток
от 300 м до 2800 м и уменьшается в южном направлении. В пределах ОсинцевскоКрасноуфимского выступа мощность прикамских отложений минимальна и
составляет первые десятки метров. Плотность прикамских пород 2.59-2.69 г/см 3.
Саузовские отложения отсутствуют в пределах центральных частей ОсинцевскоКрасноуфимского выступа; максимальная их мощность составляет 1000 м в
восточной части территории. Плотность варьирует от 2.73 до 2.82 г/см3.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
27
∆ T, нТл
∆ g, мГал
500
15
250
0
10
-250
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
X, км
Ю
353
С
0
-1
-2
III
-3
2.64
VII
-4
2.65
2.75
2.66
2.73
2.67
2.79
-5
2.59
2.62
2.68
Ф
2.77
2.65
2.63
2.67
2.69
2.75
2.77
2.81
2.82
VIII
2.61
2.67
2.68
2.81
2.85
-6
2.8
H, км
Рисунок 23. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю I-I (Кутамыш-Брехово), северная часть
∆ g, мГал
∆ T, нТл
15
250
0
10
-250
0
5
10
15
20
25
30
35
40 X, км
Ю
С
0
-1
-2
-3
III
VIII
2.66
VII
2.61
-4
2.75
2.62
Ф
-5
2.64
2.79
2.75
2.79
2.61
2.77
2.6
2.74
2.61
2.65
-6
H, км
Рисунок 24. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю I-I (Кутамыш-Брехово), центральная часть
(между профилями III-III и IV-IV)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
28
∆ g, мГал
∆ T, нТл
750
10
500
250
5
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40 X, км
С
Ю
551
0
-1
-2
-3
III
2.65
2.62
VIII
Ф
2.61
2.6
2.64
2.66
VII
2.61
2.79
2.61
-4
2.74
2.77
2.7
2.73
2.77
2.75
2.76
>2.90
-5
-6
H, км
Рисунок 25. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю I-I (Кутамыш-Брехово), центральная часть
(между профилями IV-IV и V-V)
∆ g, мГал
∆ T, нТл
200
8
100
6
0
4
-100
2
0
5
10
15
20
25
X, км
30
Ю
С
560
0
-1
-2
-3
III
2.61-2.63
2.63
2.6
2.62
2.62
2.63 VIII
Ф
-4
2.85
2.77
2.74
2.79
2.76
2.8
2.85
2.86
2.79
-5
-6
H, км
Рисунок 26. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю I-I (Кутамыш-Брехово), южная часть
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
29
∆ T, нТл
400
∆ g, мГал
20
300
15
200
100
10
0
5
10
15
20
25
30
35
40
X, км
Ю
С
0
-2
-4
III
VII
-6
2.65
2.68
2.78
2.82
2.66
2.65
2.75
VIII
2.61
-8
Ф
2.73
2.85
>2.90
2.79
2.59
2.63
2.65
H, км
Рисунок 27. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю II-II (Молебка-Лямино), северная часть
∆ g, мГал
∆ T, нТл
0
5
-100
0
-200
-5
-300
-10
0
5
10
15
20
25
30
35 X, км
Ю
С
0
-2
-4
III
2.67
VII
2.68
2.66
2.78
2.65
2.75
2.66
2.77
2.81
VIII
-6
2.61
2.62
2.61
2.62
2.61
2.68
2.63
2.82
2.65 2.68 2.69
Ф
-8
2.73
2.75
2.73
>2.90
H, км
Рисунок 28. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю II-II (Молебка-Лямино), центральная часть
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
30
∆ T, нТл
∆ g, мГал
0
750
500
250
-5
0
-250
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
X, км
Ю
С
0
-2
2.67
2.77
2.68
2.8
2.6
-4
2.66
2.75
III
2.67
2.66
2.8
2.75 VII
2.62
2.6
-6
2.72
2.77
2.84
2.8
VIII
2.62
2.76
2.63
Ф
2.8
-8
2.6
2.75
H, км
Рисунок 29. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю II-II (Молебка-Лямино), южная часть
∆ T, нТл
∆ g, мГал
20
-200
10
-300
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
55 X, км
50
З
В
0
-2
III
-4
VII
VIII
2.66
2.64
2.74
2.73
2.6
2.59
2.68
2.8
2.62
2.81
2.63
2.64
2.8
2.62
2.73
2.59
Ф
-6
2.75
2.72
2.85
2.9
2.67
2.66
2.75
2.77
2.6
2.8
2.62
2.7
-8
2.75
2.73
H, км
Рисунок 30. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю III-III (Аитково-Кормовище)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
31
∆ g, мГал
∆ T, нТл
400
10
5
300
0
200
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
X, км
50
З
В
0
-2
III
2.66
2.75
-4
VII
VIII
2.6
2.68
2.8
2.67
Ф
2.6
2.66
2.77
2.75
2.62
VII
2.61
Ф
VIII
2.6
2.71
-6
2.69
2.73
2.76
2.79
2.75
2.7
Ф
2.75
-8
H, км
Рисунок 31. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю IV-IV (Карнаухово-Дуван)
∆ g, мГал
∆ T, нТл
10
100
5
0
0
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
50 X, км
45
З
В
0
-2
III
2.8
2.63
2.77
2.62
2.6
2.75
VII
2.76
2.61
-4
2.6
VIII
Ф
-6
2.78
2.76
2.75
2.73
2.74
2.76
2.75
-8
H, км
Рисунок 32. Сейсмогравиметрическая модель рифейских пород и ВДТК
по профилю V-V (Суксун-Молебка)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
32
Условные обозначения к рис. 4-32:
1
2
3
4
2.57 7
8
9
10
R1prk
5
11
1
6
12
Графики поля: 1 - наблюденного гравитационного; 2 - модельного гравитационного;
3 - магнитного; 4 - разрывные нарушения; 5 - сейсмические комплексы; 6 - глубокие
скважины, их номера; 7 - подобранные значения плотности, г/см3; литолого-физические
комплексы: 8 - терригенный; 9 - карбонатно-терригенный, 10 - терригенно-карбонатный;
11 - карбонатный; 12 - кристаллический фундамент
Закономерности латеральной изменчивости плотности. Вышеприведенные сейсмогравиметрические модели строения Калтасинского авлакогена на
территории Пермского края показали значительную латеральную плотностную
изменчивость горных пород различных литолого-физических комплексов. В
общем случае с плотностью прямой зависимостью связан другой важнейший
физический параметр – скорость продольных сейсмических волн. Следовательно,
зная характер изменения плотности, можно качественно оценить изменчивость
скоростей сейсмических волн. Например, когда отсутствуют данные сейсмического каротажа, что очень актуально при изучении рифейских пород, которые в
большинстве случаев вскрыты бурением только в верхней части. Далее вкратце
рассмотрим основные причины латеральной изменчивости плотности для каждого литолого-физического комплекса отдельно.
Кристаллический фундамент. Плотность фундамента изменяется в очень
широких пределах – от 2.65 до 2.90 г/см3 и более. Столь значительные вариации
плотности могут быть обусловлены весьма изменчивым вещественным составом
гнейсов, плотность которых может меняться от 2.58 до 2.99 г/см3 [26]; проявлением основного и ультраосновного магматизма, что существенно повышает среднюю плотность пород фундамента; тектоническими движениями блоков фундамента по разломам, в процессе которых могут формироваться зоны дробления
пород, уменьшающие плотность; процессами регрессивного метаморфизма, в
результате которых по ослабленным зонам происходило проникновение горячих
растворов, существенно изменивших структурно-текстурные и минералогические
особенности исходных пород фундамента; процессы микроклинизации, резко
понижающие среднюю плотность пород фундамента, и др.
Рифейский комплекс. Рифейские породы развиты исключительно в
палеорифтовых впадинах (авлакогенах), поэтому генетически и пространственно
связаны с фундаментом. Залегание комплекса на больших глубинах предопределяет воздействие на него сложных эпигенетических процессов, которые могут
способствовать как увеличению, так и уменьшению плотности пород.
Базальная толща рифея, представленная карбонатно-терригенными отложениями прикамской подсерии, при погружении попала в условия высоких температур и давления, что привело к сокращению порового пространства и уплот-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
33
нению пород. Однако под влиянием тектонических процессов (движения блоков
фундамента по разломам, боковое давление и др.) в этих породах могла развиться
повышенная трещиноватость. Кроме механических процессов, на изменение
плотности терригенных пород сильно влияют геохимические процессы. Реакционные гидротермальные растворы, проникающие по трещинам и разрывам, в значительной степени способны изменить первичную породу. И, как правило, механические и геохимические процессы происходят одновременно. Известно, что
терригенные породы с глинистым и железисто-глинистым цементом пленочного
типа обладают наибольшей устойчивостью к постдиагенетическим процессам
(окварцевание, доломитизация, кальцинизация и др.) и, следовательно, менее
подвержены уплотнению. Кроме многочисленных эпигенетических факторов,
существуют и диагенетические факторы. Например, изначальное повышенное
содержание карбонатных осадков среди терригенных. Плотность прикамских
пород варьирует от 2.57 до 2.69 г/см3. Наибольшие значения плотности выявлены
на участке IV, расположенном на окраине платформы, испытавшей наиболее
интенсивное тангенциальное сжатие со стороны Урала, что непосредственно
отразилось на увеличении плотности прикамских пород.
Калтасинская свита имеет преимущественно карбонатный состав. Саузовская и ашитская подсвиты сложены главным образом доломитами, арланская –
известняками, мергелями и аргиллитами. Соответственно плотность пород нижней и верхней подсвит изначально выше, чем у средней. Плотность саузовской
подсвиты 2.73-2.82 г/см3, арланской – 2.66-2.70 г/см3, ашитской – 2.75-2.83 г/см3.
Причины латеральной изменчивости плотности калтасинских карбонатных пород,
вероятно, те же, что и у прикамских терригенных, но со своими специфическими
особенностями.
Терригенным породам надеждинской свиты нижнего рифея и гожанской
свиты среднего рифея присущи те же факторы латеральной плотностной неоднородности, что и прикамским отложениям.
3. Интерпретация геолого-геофизических данных
Приведенные геолого-геофизические модели Калтасинского авлакогена
отражают особенности глубинного строения рифейских и вендских пород – состав, глубину залегания, мощность, морфологию поверхности, степень тектонических дислокаций пород, а также изменчивость физических свойств (плотности,
скорости продольных волн и др.). Для изучения закономерностей изменчивости
физических свойств пород на плоскости и в пространстве в программе VECTOR,
разработанной в Горном институте УрО РАН под руководством В.М. Новоселицкого в начале 80-х гг. прошлого века [14], построены разностные трансформанты
и трехмерные диаграммы гравитационного поля. Программа VECTOR не имеет
аналогов в российской и зарубежной гравиметрии. Она позволяет получать
трехмерную плотностную модель строения, локализовать источники плотностных
аномалий с определением их глубин, выявлять на плоскости и в пространстве
плотностные неоднородности пород. Программа базируется на устойчивом
вычислении векторов горизонтальных градиентов, их обработке, трансформациях
и последующем интегрировании трансформант [15, 16, 28]. Эффективность программы подтверждена многочисленными результатами ее практического приме-
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
34
нения для решения задач нефтегазовой и горнопромышленной геологии в Пермском крае, Волгоградской области, республиках Удмуртия и Коми, Ханты-Мансийском АО, ряде зарубежных стран (например, Вене-суэла, Индонезия, Ливия) и
др. Программа VECTOR представлялась на Международных и Всероссийских
выставках и конференциях, имеет положительные отзывы от различных организаций, включая Министерство природных ресурсов РФ.
Разностные трансформанты гравитационного поля отражают распределение плотностных эффективных параметров в горизонтальном слое, локализованном на глубинах h1эфф (кровля) и h2эфф (подошва). Данные глубины определяются коэффициентами трансформации. Путем решения задачи выделения поля от
полупространств ниже глубин h1эфф и h2эфф возможно выделить гравитационный
эффект от источников, локализованных в горизонтальном слое между этими
глубинами. Данные трансформанты представляют гравитационную двухмерную модель
плотностного строения эффективного слоя.
Трехмерные диаграммы гравитационного поля отражают распределения
квазиплотности геологической среды. Анализ этих диаграмм, а также их горизонтальных и вертикальных срезов, позволяет локализовать в пространстве источники аномалий.
По результатам анализа имеющихся геолого-геофизических данных можно
выделить два наиболее перспективных участка на возможность обнаружения
залежей углеводородов в породах рифея Пермского края – участок I и участок II
(рис. 1).
Участок I. Расположен в центральных областях Калтасинского авлакогена,
а, следовательно, характеризуется полнотой развития рифейских пород и их
большой мощностью (до 8.5 км). Здесь пробурено наибольшее количество скважин, вскрывших рифейские отложения; практически во всех скважинах получены
прямые признаки нефтегазоносности. По мнению Т.В. Белоконь и др. [5], ашитская подсвита и большая часть арланской подсвиты до настоящего времени
находятся в главной зоне нефтеобразования, что существенно повышает перспективы нефтеносности древних отложений данного участка. Саузовская подсвита
находится в главной зоне газообразования с позднего рифея. На Бедряжской площади в 2005 г. проведены комплексные зонально-региональные геофизические
исследования. Это – пожалуй, единственный пример подобных работ, проведенных специально для изучения рифейско-вендских отложений в Волго-Уральском
бассейне. Основные перспективы данного участка связаны с Ново-Дубовогорским
поднятием – крупной антиклинальной структурой рифея (ОАО «Пермнефтегеофизика», 2006).
На рис. 33 представлена карта гравитационного поля в редукции Буге (σ =
2.30 г/см3), составленная по результатам площадных съемок масштаба 1:200 000.
На данной карте не показана удмуртская часть участка I, сильно отличающаяся по
строению рифейских пород (рис. 2, 3). Значения ∆g Буге резко уменьшаются к
центральной части. На фоне отрицательных значений гравитационного поля отчетливо выделяются 2 минимума, отражающие строение двух глубокопогруженных впадин Калтасинского авлакогена – Куединской (в центре) и Сарапульской (на юго-западе). Фундамент в их пределах залегает на самых больших
глубинах; кроме того, там увеличена мощность прикамского, преимущественно
терригенного, комплекса. Все это вносит максимальный отрицательный вклад в
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
35
наземное гравитационное поле. Общий
гравитационного поля составляет 35 мГал.
диапазон
изменения
значений
II 92
∆ g, мГал
60
251 I
203
204
23
II
0
II
2
1
203
10
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
-12
-14
-16
-18
-20
-22
-24
-26
-28
-30
-32
20 КМ
3
II
1 - граница Пермского края; 2 - линии геолого-геофизических разрезов, их номера;
3 - скважины, вскрывшие рифейские породы, их номера
Рисунок 33. Карта гравитационного поля ∆g Буге (σ = 2.30 г/см3)
Для отражения плотностных неоднородностей рифейских пород построены
разностные трансформанты исходного поля силы тяжести.
Разностная трансформанта гравитационного поля с коэффициентами
трансформации (kтр) 0.06-0.09, соответствующие эффективным глубинам h1эфф
= 2.4 км, h2эфф = 3.6 км (рис. 34). Эта трансформанта отражает строение ашитской
подсвиты. Кровля рифейских пород повсюду имеет эрозионную природу.
Отрицательные и положительные аномалии отвечают областям пониженной и
повышенной плотности пород, соответственно. Природа отрицательных аномалий, по-видимому, обусловлена, с одной стороны, наличием участков пород с
повышенной пористостью и проницаемостью вследствие эрозии, а с другой
стороны, воздействием сложных тектонических процессов, происходивших в
постраннерифейские этапы. На трансформанте выделяются системы положительных аномалий: на западе северо-восточного простирания, на востоке – северозападного простирания, в южной части – полузамкнутая система аномалий. Эти
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
36
системы отделяют области отрицательных аномалий, что свидетельствует о
блочном строении ашитских пород.
∆ g, мГал
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.1
-0.2
-0.3
-0.4
-0.5
-0.6
-0.7
0
7
14 КМ
Рисунок 34. Разностная трансформанта гравитационного поля
с kтр.0.06-0.09 (hэфф. 2.4 км - 3.6 км)
Разностная трансформанта гравитационного поля с kтр 0.09-0.12 (hэфф
3.6 км – 4.6 км) (рис. 35). На трансформанте отображено плотностное строение
арланской подсвиты. Морфология поля данной трансформанты очень похожа на
предыдущую. Однако здесь исчезли некоторые локальные аномалии, присутствующие на первой трансформанте и отражающие особенности плотностного строения ашитской толщи. И более четко проявляются системы положительных аномалий, что обусловлено локализацией источников аномалий на больших глубинах.
Разностная трансформанта гравитационного поля с kтр 0.12-0.19 (hэфф
4.6 км – 7.6 км) (рис. 36). Трансформанта отражает особенности плотностного
строе-ния саузовской подсвиты. Из рисунка видно, что морфология поля данной
трансформанты уже существенно отличается от двух предыдущих. Здесь
совершенно отчетливо отображаются области положительных и отрицательных
аномалий; локальные аномалии, присутствующие на первых двух трансформантах, объединились в более обширные. Это может объясняться, с одной стороны, сглаживающим эффектом, связанным с уменьшением достоверности геофизической информации с увеличением глубины, но, с другой стороны, на больших
глубинах физическое состояние пород существенно иное. Попадая в условия
высоких температур и давления, первичные физические свойства осадочных
пород очень сильно изменяются. Соответственно уменьшается дифференцированность плотностных различий пород, что и отражается на трансформантах
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
37
гравитационного поля обширными положительными и отрицательными аномалиями.
∆ g, мГал
0.55
0.5
0.45
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
-0.35
-0.4
-0.45
0
7
14 КМ
Рисунок 35. Разностная трансформанта гравитационного поля
с kтр.0.09-0.12 (hэфф. 3.6 км - 4.6 км)
∆ g, мГал
1.6
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.1
-0.2
-0.3
-0.4
-0.5
-0.6
-0.7
-0.8
-0.9
-1
-1.1
0
7
14 КМ
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
38
Рисунок 36. Разностная трансформанта гравитационного поля с
kтр.0.12-0.19 (hэфф. 4.6 км - 7.6 км)
∆ g, мГал
1.3
1.2
1.1
1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.1
-0.2
-0.3
-0.4
-0.5
-0.6
-0.7
-0.8
-0.9
-1
-1.1
-1.2
0
7
14 КМ
Рисунок 37. Разностная трансформанта гравитационного поля
с kтр.0.19-0.26 (hэфф. 7.6 км - 10.5 км)
1.8
1.6
1.4
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0
-0.2
-0.4
-0.6
-0.8
-1
-1.2
-1.4
-1.6
-1.8
-2
0
7
14 КМ
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
39
Рисунок 38. Разностная трансформанта гравитационного поля
с kтр.0.26-0.38(hэфф. 10.5 км - 15.0 км)
Разностная трансформанта гравитационного поля с kтр 0.19-0.26 (hэфф
7.6 км – 10.5 км) (рис. 37). Данная трансформанта отражает плотностное строение
прикамских пород. Картина гравитационного поля отличается от предыдущей
еще большей интегрированностью аномалий. Исчезли практически все мелкие
аномалии. В центре отчетливо отображается обширная отрицательная аномалия,
окруженная со всех сторон системами положительных аномалий. Увеличение
амплитуды этих аномалий с глубиной обозначает, что их источник расположен в
фундаменте.
Разностная трансформанта гравитационного поля с kтр 0.26-0.38 (hэфф
10.5 км – 15 км) (рис. 38). Трансформанта отображает строение кристаллического
фундамента до глубины 15 км. Общая плотностная картина практически не изменилась по сравнению с предыдущей, отличие только в более сглаженном характере аномалий.
Проведенные на Бедряжской площади зонально-региональные сейсмические и гравиметрические исследования позволили детализировать особенности
глубинного строения рифейских пород на участке I. Сейсмические исследования
по взаимоувязанным между собой профилям (шаг между ОГТ 15 м, всего
отработано 300 км) проводились по технологии многоволновой сейсморазведки.
Выполнена гравиметрическая съемка масштаба 1:25 000; среднеквадратическая
погрешность определения аномалии Буге составила ±0.033 мГал.
При интерпретации гравиметрических данных из исходного поля силы
тяжести был вычтен эффект от первой сейсмогравиактивной границы, отождествляемой с кровлей кунгурского яруса (P1k). Таким образом, получилось остаточное поле силы тяжести, свободное от влияния морфологии этой границы (рис. 39).
Разностные трансформанты гравитационного поля были построены для различных литолого-стратиграфических комплексов рифея (рис. 40): а) верхняя часть
ашитской подсвиты, б) нижняя часть ашитской подсвиты – верхняя часть арланской подсвиты, в) арланская подсвита, г) верхняя часть саузовской подсвиты.
Ново-Дубовогорское поднятие локализовано в западной части Бедряжской площади. По ОГ VI поднятие имеет размеры 10×4.5 км (по изогипсе –3200 м), амплитуда 52 м (рис. 41). Из рис. 40 видно, что поднятие отражается обширной отрицательной аномалией, что связано с суммарным эффектом от гравиактивных границ с
отрицательным скачком плотности. И даже на трансформанте а), отражающей
плотностное строение ашитской толщи, расположенной выше поднятия, отчетливо проявляется отрицательная аномалия, обусловленная влиянием поднятия по
ОГ VI. На трансформанте б) на фоне общей отрицательной аномалии видны 2
локальные отрицательные аномалии, которые, вероятно, отражают тектоническое
разуплотнение пород в вершине поднятия. Эти же локальные аномалии еще
проявляются на трансформанте в). На трансформанте г) выделяется общая отрицательная аномалия; сравнение амплитуды обширной отрицательной аномалии с
амплитудой ее на предыдущих трансформантах свидетельствует о том, что центр
локализации этой аномалии находится глубже 5 км. Все это указывает на то, что
породы, слагающие поднятие, имеют меньшую плотность по отношению к окружающим. Такие же данные получены по результатам двумерного плотностного
моделирования разрезов [19].
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
40
На трехмерной диаграмме гравитационного поля (рис. 42) видно, над
Ново-Дубовогорским поднятием в палеозойской толще сформировалась сложная
система веерообразных субвертикальных зон разуплотнения пород. Эта система
субвертикальных зон является результатом реакции жесткой (карбонатной) среды
на давление пород снизу в процессе образования поднятия на большой глубине.
Следовательно, формирование протерозойского поднятия способствовало образованию в палеозойских породах вероятных зон с улучшенными коллекторскими
свойствами.
По данным сейсморазведки, пониженные значения параметров γ (Vp/Vs) и
σ (коэффициент Пуассона) указывают на вероятное развитие в породах ашитской
свиты, непосредственно над поднятием, зон с повышенной трещиноватостью, т.е.
пород с улучшенными коллекторскими свойствами.
∆ g, мГал
-11.0
-12.0
-13.0
-14.0
204
-15.0
-16.0
203
-17.0
-18.0
-19.0
-20.0
-21.0
0
1
203
1500 3000 М
2
1- линии сейсмических профилей, 2 - глубокие скважины, их номера
Рисунок 39. Бедряжская площадь. Карта остаточного поля ∆g Буге (σ = 2.30 г/см3)
с вычетом эффекта от кровли кунгурского яруса
Участок II. Расположен по большей части в бортовой зоне Калтасинского
авлакогена, за исключением юго-западной части, которая находится в осевой
зоне, и северо-западной части, расположенной в пределах Камской гомоклинали.
Бурением в основном изучена самая бортовая часть авлакогена. Рифейский комплекс имеет мощность от 0 (в пределах Камской гомоклинали) до 8.5 км и более в
юго-западной части территории. В рифейских толщах выявлены нефтепроявления
в виде пропитки пород густой нефтью и выпотов нефти.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
41
а
б
∆ g, мГал
∆ g, мГал
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
-0.02
-0.04
-0.06
-0.08
0.11
0.09
0.07
0.05
0.03
0.01
-0.01
-0.03
-0.05
-0.07
-0.09
в
г
∆ g, мГал
∆ g, мГал
0.10
0.09
0.08
0.06
0.07
0.05
0.04
0.02
0.03
0.01
0.00
-0.02
-0.01
-0.03
0
-0.05
-0.04
-0.06
-0.07
-0.08
2.5
5 КМ
Рисунок 40. Бедряжская площадь. Разностные трансформанты гравитационного
поля с коэффициентами трансформации:
1) kтр. 0.34-0.41 (hэфф. 2.5 км-3.0 км), 2) kтр. 0.41-0.48 (hэфф. 3.0 км-3.5 км),
3) kтр. 0.48-0.55 (hэфф. 3.5 км-4.0 км), 4) kтр. 0.62-0.69 (hэфф. 4.5 км-5.0 км)
По данным сейсморазведки МОГТ, в пределах участка рифейские
отложения выклиниваются или ограничиваются, что создает предпосылки для
выявления ловушек не только антиклинального типа, но и, например, литологически и тектонически экранированных. Такими, например, могут являться латеральные взаимоотношения прикамских песчаников и калтасинских доломитов, а
также арланских глинисто-карбонатных пород с ашитскими и саузовскими доломитовыми породами. Кроме того, в бортовых зонах авлакогена рифейские породы
залегают на сравнительно небольших глубинах, а значит, они не попадали в
жесткие условия катагенеза (МК4 и выше) и, следовательно, не исчерпали
полностью свой нефтематеринский потенциал. Это подтверждается результатами
моделирования процессов нефтегазообразования, которые показали, что в северной части авлакогена калтасинские отложения главное нефтеобразование (градации катагенеза МК1-МК3) прошли в каменноугольный-пермский период. Если
учесть, что время существования залежей нефти в платформенных условиях
составляет 200-400 млн. лет, то существует большая вероятность их сохранения
до настоящего времени.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
42
А.о., м
-3140
-3180
-3220
-3260
-3300
204
-3340
НДП
-3380
-3420
203
-3460
-3500
-3540
-3580
-3620
-3660
-3700
0
НДП
1
2
203
1.5
3 км
3
1 - Ново-Дубовогорское поднятие; 2 - разрывные нарушения по данным сейсморазведки;
3 - глубокие скважины, их номера.
Рисунок 41. Бедряжская площадь. Структурная карта по кровле арланской
подсвиты (ОГ VI) (ОАО "Пермнефтегеофизика", 2006)
Рисунок 42. Бедряжская площадь. Трехмерная диаграмма гравитационного поля
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
43
На рис. 43 представлена карта гравитационного поля данного участка в
редукции Буге (σ = 2.30 г/см3), составленная по результатам площадных съемок
масштаба 1:200 000. Значения поля максимальны в северной части площади
исследования, что связано с неглубоким залеганием поверхности кристаллического фундамента. Наибольшие значения гравитационного поля отмечаются в
северо-восточной части (до 24 мГал). К югу, в направлении увеличения глубины
залегания поверхности фундамента, значения поля резко уменьшаются. Наименьшие значения поля (–21 мГал) приурочены к областям максимальных глубин
залегания фундамента. Таким образом, диапазон изменения поля силы тяжести
составляет 45 мГал. В западной части расположена почти изометричная, высокоамплитудная аномалия, отражающая наличие на большой глубине в фундаменте
интрузивов основных или ультраосновных магматитов. Это подтверждается данными бурения. Скв. Сивинская, 3 вскрыла интрузив габбро среди гнейсов фундамента.
Анализ разностных трансформант и трехмерных диаграмм гравитационного поля, выполненный в программе VECTOR, выявил 2 линейные субмеридиональные зоны предположительно разуплотнения пород фундамента и рифея (зоны
1 и 2), отражающиеся отрицательными аномалиями [20-22] (рис. 44, 45). Ориентировка зон северо-западная. Можно высказать предположение, что отрицательные
аномалии силы тяжести отражают зоны залегания пород с улучшенными коллекторскими свойствами (повышенная трещиноватость, флюидонасыщенность и др.).
Здесь следует заметить, что с точки зрения возможности обнаружения залежей
нефти в рифейских породах интерес представляют только калтасинские отложения. По данным изучения пород керна скважин, вскрывших прикамский комплекс, степень битуминозности ничтожно мала даже в породах, обогащенных органическим веществом. Это связано с тем, что прикамские отложения давно уже
прошли главную стадию нефтеобразования, попали в условия жесткого катагенеза и, следовательно, исчерпали нефтяной потенциал.
Ранее, на основе изучения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных и терригенных пород рифея и венда Камско-Бельского авлакогена Т.В.
Иванова и др. [9] выявили 2 генетических типа коллекторов: остаточный
(первичный) и эпигенетический (вторичный). ФЕС первого сформировались на
стадии диагенеза, а второго – под влиянием регрессивных процессов разуплотнения. Коллекторы первого типа имеют ограниченное распространение, встречаются в породах, залегающих на глубине не более 3 км. Ниже этой глубины геостатическое давление вышележащих толщ приводит к уплотнению пород и
уменьшению проницаемости. Коллекторы второго типа распространены гораздо
шире и установлены на всех глубинах (до 5.5 км) и во всех стратиграфических
подразделениях. Они сформировались под влиянием геохимического (воздействие на породы реакционных гидротермальных растворов) и геодинамического
(формирование трещиноватости) факторов. Данные исследования выполнены на
примере терригенных пород. Однако, вполне вероятно, что подобные процессы
имеют место и в карбонатных породах, пусть и со своими специфическими
особенностями.
На рис. 44 приведены разностные трансформанты гравитационного поля,
отражающие плотностное строение рифейских пород (зона 1). Трансформанты
а) - г) соответственно отражают плотностное строение ашитских, арланских,
саузовских, прикамских пород, а трансформанта д) – пород кристаллического
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
44
фундамента. На всех трансформантах отчетливо прослеживается линейная
отрицательная аномалия 1; ее источник локализован глубоко в фундаменте
(рис. 45).
РакС
КГ
∆ g, мГал
26
71
72
56
51
50
55
31
52
57
ВисВ
22
18
2
58
4
14
53
10
60
6
1П
191 8в
37
1
2
-2
-6
14
15
ПС
-10
-14
2
ВКВ
-18
-22
КА
БКВ
0
10
20 км
Тектоническое районирование по палеозою: Тектоническое районирование по поверхности фундамента:
ВКВ - Верхнекамская впадина
БКВ - Бымско-Кунгурская впадина
ВисВ - Висимская впадина
ПС - Пермский свод
РакС - Ракшинская седловина
КГ - Камская гомоклиналь
КА - Калтасинский авлакоген
- граница Пермского края
- граница распространения пород рифея
- линии региональных сейсмических профилей
1
14
- зоны разуплотнения пород фундамента и рифея, их номера
- скважины, вскрывшие породы рифея и венда, их номера
- разрывные нарушения в фундаменте по данным сейсморазведки
(ОАО "Пермнефтегеофизика", 2005)
Рисунок 43. Карта гравитационного поля ∆g Буге (σ = 2.30 г/см3)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
45
∆ g, мГал
∆ g, мГал
-0.65
0.45
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
-0.35
-0.4
-0.45
-0.5
∆ g, мГал
∆ g, мГал
0.75
0.65
0.55
0.45
0.35
1
0.25
1
0.15
2
1
0.05
-0.05
-0.15
-0.25
-0.35
-0.45
-0.55
0.6
0.55
0.5
0.45
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
-0.35
-0.4
-0.45
-0.5
-0.55
-0.6
-0.65
-0.7
-0.75
1
3
∆ g, мГал
0.35
4
1
0.65
0.6
0.55
0.5
0.45
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
-0.35
-0.4
-0.45
-0.5
-0.55
-0.6
-0.65
1 - аномалия предположительно отражающая
зону "разуплотнения" пород рифея
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
5
0
1
-0.05
-0.1
-0.15
-0.2
-0.25
-0.3
-0.35
-0.4
-0.45
Рисунок 44. Разностные трансформанты гравитационного поля
с коэффициентами трансформации:
1) kтр. 0.17-0.27 (hэфф. 2.8 км-4.4 км), 2) kтр. 0.27-0.34 (hэфф. 4.4 км-5.6 км),
3) kтр. 0.34-0.46 (hэфф. 5.6 км-7.5 км), 4) kтр. 0.46-0.59 (hэфф. 7.5 км-9.7 км),
5) kтр. 0.59-0.67 (hэфф. 9.7 км-11.0 км)
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
46
∆ g, мГал
H эфф.
, км
1
∆ g, мГал
H эфф.
, км
2
1,2 - аномалии, предположительно отражающие зоны № 1 и 2 разуплотнения
пород фундамента и рифея
Рисунок 45. Вертикальные сечения трехмерной диаграммы гравитационного поля
Итак, на территории исследования зоны разуплотнения пород, вероятно,
сформировались под влиянием этих факторов. Эти, вероятно, можно рассматривать в качестве еще одних потенциально перспективных районов (помимо
вышеупомянутых зон выклинивания пород рифея), по крайней мере, их верхние
части, которые не попали в условия позднего катагенеза, и в которых, возможно
сохранились залежи нефти.
Анализируя приведенные разностные трансформанты гравитационного
поля, отражающие плотностное строение рифейских пород, можно заключить,
что морфология поля практически не меняется с глубиной. Следовательно, большинство источников аномалий расположено в фундаменте. Таким образом, налицо генетическая и пространственная связь пород кристаллического фундамента и
рифея. Она выражается в том, что рифейские осадки на Восточно-Европейской
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
47
платформе накапливались исключительно в рифтовых впадинах, которые отчетливо контролировались разломами преимущественно сбросового типа. Следовательно, в последующих постседиментационных изменениях рифейских пород
главную роль играли тектонические (геодинамические) факторы, связанные с
вертикальными движениями блоков фундамента по разломам и с деформациями
сжатия, а также сопровождающие их геохимические процессы. Совокупность
данных процессов привела к образованию областей уплотнения и разуплотнения
пород.
Заключение
Проведенные геолого-геофизические исследования показали, что
рифейский терригенно-карбонатный осадочный комплекс обладает хорошими
перспективами на возможность обнаружения залежей углеводородов. Наибольшими перспективами обладает Калтасинский авлакоген, где широкое распространение получила калтасинская свита нижнего рифея, являющаяся главной нефтегазогенерирующей толщей докембрия Волго-Уральского бассейна. КазанскоКажимский авлакоген сложен лишь одной терригенной гожанской свитой, нефтегазогенерационный потенциал которой очень мал.
Первоочередными районами поисков залежей углеводородов следует
считать участок I и участок II. На участке I основные перспективы связаны с
Ново-Дубовогорским поднятием – крупной антиклинальной структурой рифея.
Кроме того, интерес представляет гожанская свита, в пределах которой выявлены
нефтепроявления. На участке II перспективны литологически - и тектонически экранированные зоны рифейских пород, а также выявленные по гравиметрическим данным зоны разуплотнения, вероятно, отражающие области залегания
пород с улучшенными коллекторскими свойствами.
Перспективы участков III и IV ввиду слабой изученности бурением,
небольшой мощности рифейских пород, отсутствием крупных антиклинальных
структур и зон с литологически - и тектонически - экранированными типами
структур следует признать невысокими.
Согласно данным изучения катагенетической зональности рифейских пород, в прикамских и саузовских отложениях в общем случае возможно обнаружение газовых и газоконденсатных залежей. Выявление нефтяных залежей возможно в арланских и ашитских отложениях, а также в среднерифейских (гожанских) отложениях.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
48
Литература
1. Аксенов Е.М., Солонцов Л.Ф. Рифей и венд Русской платформы // Докембрийские вулканогенно-осадочные комплексы Урала. Свердловск: Изд-во
УНЦ АН СССР, 1986. С. 117-127.
2. Алиев М.М., Морозов С.Г., Постникова И.Е. и др. Геология и нефтегазоносность рифейских и вендских отложений Волго-Уральской провинции /
ИГиРГИ АН СССР. М.: Недра, 1977. 157 с.
3. Белоконь Т.В., Козлов В.И., Дулепов Ю.А. и др. Геохимия пород и флюидов додевонских отложений северо-востока Урало-Поволжья. Уфа, 1991. 39 с.
4. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. Перспективы дальнейшего изучения нефтегазоносности верхнедокембрийских отложений востока Русской платформы / Отечественная геология, 1994. № 3. С. 3-10.
5. Белоконь Т.В., Сиротенко О.И., Балашова М.М., Горбачев В.И.
Нефтегазоносность древних толщ востока Русской платформы / Геология нефти и
газа, 1996. №7. С. 12-18.
6. Белоконь Т.В., Балашова М.М., Горбачев В.И. и др. Перспективность
рифейских и вендских отложений восточных районов Русской платформы // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор АОЗТ «Геоинформмарк». М., 1996. 38 с.
7. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. Пермь:
ИПК «Звезда», 2001. 108 с.
8. Иванова Т.В., Клевцова А.А. Литолого-геохимические особенности
рифейских отложений востока Русской платформы // Вопросы литологии нефтегазоносных комплексов Урало-Поволжья. М.: ВНИГНИ, 1972. С. 6-30.
9. Иванова Т.В., Лозин Е.В. и др. Геохимические и геодинамические факторы формирования коллекторов в рифейско-вендских отложениях Камско-Бельской грабеновой впадины // Георесурсы № 1 (16). Уфа: ООО Геопроект, 2005 С.
34-36.
10. Клевцова А.А. Нефтегазоносность бавлинских отложений ПермскоБашкирского свода. Труды ВНИГНИ. Выпуск XXXVI. М.: Госгеолтехиздат, 1963.
11. Лагутенкова Н.С., Чепикова И.К. Верхнедокембрийские отложения Волго-Уральской области и перспективы их нефтегазоносности. М.: Наука, 1982. 110 с.
12. Маслов А.В., Ишерская М.В. Осадочные ассоциации рифея ВолгоУральской области (условия формирования и литофациальная зональность).
Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 267 с.
13. Новоселицкий В.М., Проворов В.М., Шилова А.А. Физические свойства
пород осадочного чехла севера Урало-Поволжья. Свердловск: УНЦ АН СССР,
1985. 136 с.
14. Новоселицкий В.М., Маргулис А.С., Чадаев М.С. Использование гравиметрической градиентной съемки для локализации плотностных неоднородностей
/ Геофизические работы при региональных и геологосъемочных исследованиях на
Урале. Свердловск, 1989. С.33-35.
15. Новоселицкий В.М., Простолупов Г.В. Векторная обработка гравиметрических наблюдений с целью обнаружения и локализации источников аномалий. «Геофизика и математика». Мат. 1-й Всерос. конф. М.: ИФЗ РАН, 1999. С.
104-107.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru
49
16. Новоселицкий В.М., Бычков С.Г., Чадаев М.С., Щербинина Г.П., Простолупов Г.В. Основные технологии векторной обработки и интерпретации гравитационных и магнитных полей // Вопросы теории и практики геологической
интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей. М.: ОИФЗ
РАН, 2001. С.71-72.
17. Постникова И.В. Верхний докембрий Русской плиты и его нефтегазоносность. М. Недра, 1977. 222 с.
18. Проворов В.М. История геологического развития территории Пермской
области // Общая и региональная геология морей и океанов, геологическое картирование. М.: МПР РФ, 2003. 33 с.
19. Ситчихин О.В. Закономерности латеральных изменений плотности
рифейских и вендских отложений юга Удмуртии и Пермского края // Геология и
полезные ископаемые Западного Урала: Материалы региональной научно-практической конференции /Перм. ун.-т. Пермь, 2007. С. 77-86.
20. Ситчихин О.В. Оценка перспектив нефтегазоносности рифейских и
вендских отложений в западной части Пермского края на основе анализа геологогеофизических данных // Международная конференция геофизиков и геологов.
Тюмень, 2007. B14.
21. Ситчихин О.В. К вопросу о перспективах нефтегазоносности рифейских отложений в северо-западной части Калтасинского авлакогена на основе комплексного анализа геолого-геофизических данных // Международная конференция геофизиков и геологов. Санкт-Петербург, 2008. C007.
22. Ситчихин О.В. Зоны разуплотнения рифейских пород в западной части
Пермского края // Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Материалы
региональной научно-практической конференции /Перм. ун.-т. Пермь, 2008. С.
206-210.
23. Стратиграфическая схема рифейских и вендских отложений ВолгоУральской области. Уфа, 2000. 81 с.
24. Тарантин М.В. Реализация решения прямой задачи гравиразведки в
рамках принципа контактных поверхностей // Стратегия и процессы освоения георесурсов: Материалы науч. сессии Горного института УрО РАН по результатам
НИР в 2006 г. Пермь, Горный институт УрО РАН, 2007. С. 179-182.
25. Тимергазин К.Р. Додевонские образования Западной Башкирии и
перспективы их нефтегазоносности. Уфа: БФАН СССР, 1959. 311 с.
26. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. Под ред. Н.Б. Дортман. М.: Недра, 1984. 455 с.
27. Шаронов Л.В. Формирование нефтяных и газовых месторождений
северной части Волго-Уральского бассейна. Труды КФ ВНИГНИ. Выпуск LXXIII.
Пермь, 1971. 291 с.
28. Bitchkov S., Novoselitskiy V., Prostoloupov G., Scherbinina G., Tchadaev M.
The computer-based system VECTOR as a tool for detection and localization of both
gravity and magnetic field sources and its applications at geological interpretation //
Abstracts of Contribution of the EGS-AGU-EUG Joint Assembly, France, Nice, 2003,
Vol. 5, EAE03-A-01497.
_____________________________________________________________________________
 Нефтегазовое дело, 2009
http://www.ogbus.ru