Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Пермский государственный национальный исследовательский университет

Геологический факультет

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Курсовая работа

Регионально нефтегазоносные комплексы и структурно-тектонические ярусы территории Пермского края

Выполнил:

студент 1курса магистратуры

группы ГЛГ-5

Соболев-Шутемов М.К

Руководитель:

профессор В.П. Ожгибесов

Пермь 2014

Оглавление

Введение

1. Стратиграфия осадочного чехла на территории Пермского края

2. Структурно-тектонические комплексы

2.1 Рифейский структурный этаж

2.2 Вендский структурный этаж

2.3 Эмско-нижнепермский структурный этаж

2.4 Среднепермско-мезозойский структурный этаж

3. Нефтегазоносность Пермского края

4. Сопоставление нефтегазоносных комплексов и структурно-тектонических этажей осадочного чехла Русской плиты на территории Пермского края

Заключение

Список литературы

Введение

75% полезных ископаемых на Земле классифицированы как осадочные. Вмещающие породы для таких ископаемых также являются осадочными по происхождению. Поэтому для более детального поиска, а также для разведки новых месторождений осадочных полезных ископаемых на территории Пермского края необходимо чётко представлять, какими и какого возраста породами сложен осадочный чехол на территории Пермского края.

Месторождения нефти и газа также приурочены к тем или иным тектоническим структурам. Именно поэтому необходимо в дальнейшем изучать тектоническое строение Пермского края.

В данной работе рассмотрены вопросы размещения структурно-тектонических ярусов, нефтегазоносных комплексов осадочного чехла Русской плиты на территории Пермского края, а также их сопоставление.

1. Стратиграфия осадочного чехла на территории Пермского края

Пермская область в геологическом отношении распадается на две неравные части: большую западную-- Приуралье, характеризующуюся платформенным строением, и меньшую -- Урал, отличающуюся выходами на поверхность интенсивно дислоцированных палеозойских и протерозойских пород. Как видно на геологической карте, наибольшая часть Пермской области сложена палеозойскими породами. С запада на восток наблюдается смена мезозойских пород более древними, от юрских до верхнепротерозойских включительно. Почти повсеместно развиты рыхлые кайнозойские отложения, представленные преимущественно четвертичной системой, перекрывающей более древние образования.

Приуралье на большей части площади имеет беломорско - карельский кристаллический фундамент, сложенный гнейсами, гранито - гнейсами и амфиболитами. Начиная с Тиманской гряды Колвинской седловины и далее к северу, фундамент сложен менее измененными верхнепротерозойскими породами: кварцитовидными песчаниками, глинистыми сланцами, известняками и доломитами, которые выступают на поверхность у с. Ксенофонтова (в 67 км северо-западнее г. Чердынь).

Осадочный чехол Приуралья сложен мало измененными осадочными породами от верхнего протерозоя до кайнозоя включительно. Мощность чехла на площади беломорско-карельского фундамента 1,8--8 км, а на территории верхнепротерозойского (байкальского) -- 0--3 км. Наиболее древние образования осадочного чехла представлены нижнебавлинской серией, относимой к верхнему протерозою. Серия распространена на территории области в местах наиболее опущенного беломорско-карельского фундамента и там, где осадочный чехол составляет более 3 км мощности. Слагается она серыми и розоватыми кварцевыми и аркозо-кварцевыми песчаниками и доломитами; местами встречаются дайки габбро-диабазов и прослои щелочных ультраосновных пород (лимбургитов). Вскрытая скважинами мощность около 600 м, но по геофизическим материалам она достигает 5 км.

Более молодая по возрасту верхнебавлинская серия, сопоставляемая с вендом, состоит из переслаивания зеленовато-серых и темно-серых полимиктовых песчаников и алевролитов с аргиллитами. В верхней части серии получают развитие породы красновато-коричневого цвета. Мощность серии 0--1100 м

Девонская система начинается среднедевонско--нижнефранской терригенной толщей кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В полных разрезах мощностью до 200 м в ней выделяются: эйфельский иживетский ярусы, пашийский и кыновский горизонты франского яруса. В верхах эйфельского яруса таких разрезов распространены известняки и доломиты. В сокращенных разрезах до нескольких метров мощности эйфельский и живетский ярусы отсутствуют.

Выше верхов кыновского или саргаевского горизонта франского яруса и до кровли девона обычно развита верхнедевонская толща известняков и доломитов до 600 м мощности. Она отсутствует в наиболее приподнятой части Коми-Пермяцкой погребенной макробрахиантиклинали. Наибольшая мощность толщи приурочена к пограничной зоне с Камско-Кинельской системой прогибов. В последней эта толща замещается кремнисто-глинисто-карбонатными породами уменьшенной мощности до 150--200 м.

Каменноугольная система в платформенной части области выступает на поверхность на Ксенофонтовско-Колвинском валу у села Ксенофонтова, а на остальной части залегает на глубине. В основном она сложена карбонатными породами мощностью от 250 до 1200 м. Обломочные породы развиты в турнейском, визейском и московском ярусах. Наиболее мощная толща обломочных пород до 400--500 м развита и нижнем карбоне Камско-Кинельской системы прогибов. Здесь в турнейском ярусе широко распространены глинистые породы, а в нижне- и средневизейских отложениях кварцевые песчаники, алевролиты и аргиллиты. За пределами Камско-Кинельских прогибов обломочные породы в турнейском ярусе отсутствуют, а в визейском ярусе (яснополянский надгоризонт) мощность их обычно меньше 60 м. На северо-западе области данная толща выклинивается.

Обломочные породы в основании московского яруса имеют повсеместное распространение и представлены толщей от 40 до 80 м мощности аргиллитов и реже алевролитов, которые переслаиваются с известняками, доломитами и мергелями.

Наименьшая мощность каменноугольных отложений наблюдается на северо-западе области и на Ксенофонтовской брахиантиклинали, где отсутствует нижний отдел системы. Полный разрез карбона с максимальной мощностью развит вблизи Урала.

Пермская система на поверхности занимает большую платформенную часть Пермской области. Три нижние яруса (ассельский, сакмарский и артинский) от западных границ области и до Предуральского прогиба сложены известняками и доломитами. В Предуральском прогибе в восточном направлении артинский ярус замещается обломочными породами (аргиллитами, полимиктовыми песчаниками и конгломератами) и на меридиане г. Чусовой карбонатных пород в нем не остается. Близ Предуральского прогиба и по его западному борту развиты артинские рифовые массивы водорослевых и брахиоподово-мшанковых известняков до350 м высотой. Близ западных границ области в артинском ярусе имеются ангидриты. Общая мощность ассельско-артинских отложений от 100 м до 1400 и более. Урала. Ассельский и сакмарский ярусы выступают на поверхность на площади Ксенофонтовско-Колвинского вала, артинский ярус, кроме того, на площади Уфимского вала и близ уральских складок.

Кунгурский ярус нижней перми появляется в разрезах восточнее линии пос. Бородулино -- устье р. Весляны. До Предуральского прогиба он сложен ангидритами, гипсами и доломитами. В Предуральском прогибе происходит максимальное увеличение мощности яруса до 1000 м и в нем появляются каменная и калийные соли. Толща солей до 500 м приурочена к наиболее прогнутой части Соликамской впадины по кровле артинского яруса в районе г. Березники и г. Соликамск. Наряду с солями появляются аргиллиты, а по восточному борту Предуральского прогиба соли и сульфаты замещаются аргиллитами, алевролитами, песчаинками, кроме того, появляются маломощные конгломераты. Кунгурский ярус выступает на поверхность на большой площади области.

Верхнепермские отложения в нижней части (соликамский горизонт уфимского яруса) сложены сероокрашенными плитчатыми известняками, мергелями, аргиллитами и песчаниками. Остальная часть их представлена мощной толщей красноцветных песчаников, конгломератов, аргиллитов. Породы верхнего горизонта (шешминского) уфимского яруса отличаются значительной загипсованностью и местами в них заключены небольшие гнезда песчаников с медным оруденением. Общая мощность уфимского яруса от 100 до 450 м, наименьшая на Коми-Пермяцкой макробрахиантиклинали и наибольшая в Соликамской впадине.

Казанский ярус (белебеевская свита) отличается от шешминского горизонта развитием конкреционных известняков, линз конгломератов из кремнистых и магматических пород Урала, мощность 100-200 м.

Татарский ярус в нижней части заключает пестроцветные мергели и прослои белых кварцевых песчаников. Прослеживаются пачки известняков. Мощность яруса 350-450 м.

Триасовая система представлена нижним отделом, сложенным красноцветными песчаниками, конгломератами, аргиллитами, с редкими прослоями конкреционных мергелей и известняков. Для верхней части разреза характерно распространение глинистых сидеритов. Мощность системы до 150 м.

Юрская система развита близ западной границы области к северу от истоков р. Обвы. Она представлена не расчлененными нижним и средним отделами, сложенными серыми и темно-серыми глинами, алевролитами и песчаниками; мощность до 75 м.

Кайнозойские отложения, как на платформенной части области, так и на Урале недислоцированы и слагаются большей частью рыхлыми породами континентального происхождения. В своем залегании они отражают только рельеф подстилающих пород.

Палеогеновые и неогеновые отложения распространены в виде небольших площадей на территории Уфимской макробрахиантиклинали. Предуральского прогиба (бассейны рек Сылвы и Яйвы) и на Урале. Они слагаются белыми и разноцветными глинами, песками, галечниками. Встречаются залежи огнеупорных глин и бурых железняков. Условно к неоген - раннечетвертичным отложениям отнесена ольховская брекчия, состоящая из обломков доломитов, известняков, и распространенная полосой от г. Кунгур до южной границы области. Мощность палеогеновых и неогеновых отложений до 50 м.

Четвертичные отложения имеют повсеместное распространение, кроме площадей выходов на поверхность более древних пород. Мощность обычно 1-30 м, реже до 60 м. Среди них различаются ледниковые, водно-ледниковые, озерно-аллювиальные, элювий-коллювиальные, эоловые и отложения источников. Ледниковые отложения распространены севернее Иньво-Косинского водораздела. Они представлены темно-серыми песчанистыми глинами с включениями валунов и галечников. Наибольшая мощность их до 40--50 м установлена на водоразделе рек Северной и Южной Кельтмы, южнее она убывает до нескольких метров. Указанные отложения связывают с максимальным оледенением. Водно-ледниковые отложения представлены песками с включениями галек. Сюда же относятся покровные и лессовидные глинистые алевриты мощностью до 15 м. Озорно-аллювиальные отложения широко распространены но долинам рек и слагают террасы; мощность их до 30--50 м. Представлены они песками, глинами, галечниками, встречаются залежи торфа. Породы, слагающие первые четыре надпойменные террасы долины р. Камы, относятся к средне- и верхнечетвертичным отложениям, а слагающие пойменные террасы -- к современным. Эоловые отложения распространены в виде дюнно-барханных песков по склонам долин; мощность их до 10 м. Элювий - коллювиальные отложения представлены глинистыми алевритами со щебнем, осыпями, каменными реками, мощностью обычно до 20 м. С отложениями источников связаны небольшие залежи известкового туфа.

2. Структурно-тектонические комплексы

В строении осадочной оболочки, в тектоническом плане, в разрезе ее элементов выделяются структурные этажи, ярусы и т.д. Под термином структурный этаж нами понимается комплекс горных пород, связанных между собой единством структурного плана, специфическими формами тектонических нарушений, формационными признаками. Структурные этажи разделяются обычно региональными несогласиями и лишь иногда географическими.

При выделении структурных комплексов, этажей, ярусов помимо перерывов должны учитываться ассоциативность горных пород, парагенетические отношения и другие признаки формаций (Шатский Н.С., 1945).

Структурными комплексами, этажами, ярусами можно называть геологическое тело (литолого-стратиграфические комплексы) определенной формационной принадлежности, сложенные однотипными структурными формами (Клубов В.А., 1978).

В Волго-Уральской провинции и, в частности, на территории Пермской области по особенностям строения осадочного чехла в разное время различными последователями выделялись не всегда одинаковые по стратиграфическому объему структурные этажи и ярусы.

Выбор структурных поверхностей с целью тектонического районирования производится на основе двух главных условий:

достаточно хорошей прослеживаемость в пределах всей исследуемой территории;

отражение на ней всех наиболее существенных черт геологического строения.

В данной работе в разрезе исследуемого района выделены пять основных структурных этажей осадочного чехла: рифейский, вендский, эйфельско-уфимский, среднепермско-мезозойский и кайнозойский. Названные структурные этажи отделены поверхностями размыва, угловыми и стратиграфическими несогласиями разного масштаба.

2.1 Рифейский структурный этаж

Отложения рифейского структурного этажа развиты в южной части исследуемой территории и являются наименее изученными. Наибольшая мощность отложений рифея, превышающая6000 м, предполагается на юге Пермского Края. Структурный план кровли рифейских образований изучен очень слабо. Рифейский комплекс залегает с угловым несогласием на кристаллическом фундаменте и выполняет наиболее погруженные части Калтасинского авлакогена. Блоковое строение фундамента (по результатам геофизических исследований) указывает на существование в рифейском структурном этаже локальных положительных структур.

2.2 Вендский структурный этаж

Отложения этажа залегают трансгрессивно и с угловым несогласием на кристаллическом фундаменте (на севере) и на рифейских образованиях па юге исследуемой территории. Отложения вендского комплекса были значительно размыты. Мощность комплекса на севере составляет 700--900 м (сел. Оныл, Старцево), а на юге сокращается до 150--100 м.

2.3 Эмско-нижнепермский структурный этаж

Образования залегают на размытой поверхности вендских и более древних отложений. Мощность соответствующей ему части осадочного комплекса на исследуемой территории изменяется от 1400 м на севере (Усть-Черная скв. 18) до 2000 м в Сылвенской впадине. Верхняя часть комплекса размыта и выходит на поверхность в полосе Чердынь -- Пермь -- Чернушка. Западнее полосы выходов уфимские отложения перекрываются казанскими, татарскими и мезозойскими образованиями.

Отложения, образующие эмско-нижнепермский структурный этаж, включают следующие толщи: кыновско-живетскую терригенную, верхнедевонскую карбонатную, карбонатную турнейскую, визейскую терригенную, башкирско-визейскую карбонатную, московскую терригенно-карбонатную, верхнекаменноугольно-нижнепермскую карбонатную.

Эти толщи образуют три структурных яруса: эмско-кизеловский , косьвинско-верхнекаменноугольный и нижнепермский. Структурные ярусы отделены друг от друга поверхностями размыва и угловыми несогласиями.

Эмско-кизеловский структурный ярус образован терригенно-карбонатными отложениями. Верхняя часть его на северо-западе исследуемой территории в предвизейское время была значительно размыта, и из разреза выпали турнейские и верхнедевонские отложения. В позднедевонско-турнейское время на территории формировалась Камско-Кинельская впадина, которая в значительной мере определила образование структурного плана верхней части эмско-кизеловского структурного яруса. По бортам и во внутренней части Камско-Кинельской впадины развиты верхнедевонско-турнейские рифовые массивы, над которыми образовались структуры облекания, являющиеся основными ловушками для нефти и газа в нижне-и среднекаменноугольных продуктивных горизонтах.

Мощность отложений эмско-кизеловский яруса на исследуемой территории колеблется от нескольких десятков метров до 600 м. Основной маркирующей поверхностью в данном структурном ярусе служит кровля кыновского горизонта живетского яруса.

Отложения, образующие косьвинско-верхнекаменноугольный ярус, имеют наименьшую мощность (400 м) на северо-западе Пермского Края. Уменьшение мощности произошло за счет размыва осадков нижней части структурного яруса от верейского до тульского горизонта. На остальной территории мощность яруса составляет 600--800 м с тенденцией увеличения на юго-восток (в Сылвенской впадине до 900 м). За маркирующие поверхности принимают кровли тульского горизонта башкирского яруса и верейского горизонта московского яруса.

Результаты бурения последних лет на территории Предуральского прогиба показывают, что каменноугольные отложения постепенно погружаются, образуя моноклинальный склон, который прослеживается до поднадвиговых зон Складчатого Урала.

Комплекс осадков, входящих в нижнепермский структурный ярус, характеризуется значительным увеличением мощности в зоне развития Предуральского прогиба. Мощность этого комплекса на западе составляет 300--500 м и резко возрастает в прогибе от 800 до 1200 м. Возрастание мощности в прогибе приводит к несовпадению в региональном плане пермских структурных поверхностей с нижележащими маркирующими поверхностями и к смещению оси прогиба к востоку по каменноугольным отложениям. В Соликамской впадине в надсолевых отложениях цепочки локальных поднятий образуют валы, которые не прослеживаются по подсолевым отложениям. Зона артинских рифов протягивается вдоль западного борта Сылвенской впадины.

Основными маркирующими поверхностями в данном ярусе являются кровли артинского яруса, иреньского горизонта и тюйской пачки кунгурского яруса.

2.4 Среднепермско-мезозойский структурный этаж

Среднепермско-мезозойский структурный этаж подразделяется на два яруса:

Средне-верхнепермский структурный ярус представлен однообразной красноцветной толщей. Верхняя часть структурного этажа выходит на поверхность и значительно денудирована. Отложения данного этажа распространены на западной половине Прикамья и в Удмуртской республики. Мощность его колеблется от 650-450 м на западе до нуля на востоке.

Мезозойский структурный ярус представлен преимущественно терригенными, нижнетриасовыми, нижне- и среднеюрскими отложениями, распространенными на северо-западе исследуемой территории, где мощность их достигает 100 м.

Породы средне-верхнепермского и мезозойского структурного яруса (как и все вышележащие породы) не содержат нефти, но имеют большое значение для восстановления позднейшей истории развития региона.

3. Нефтегазоносность Пермского края

Территория Пермского края охватывает северо-восточную часть Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В ее пределах выделены четыре нефтегазоносные области и 10 нефтегазоносных районов (НГР), на территории которых установлены и предполагаются около 30 зон нефтегазонакопления.

В палеозойском разрезе открыто более 900 залежей жидких углеводородов (УВ). Для региона характерно многообразие типов ловушек нефти и газа. Закономерности распределения нефтегазоносности большей части продуктивного разреза предопределены развитием внутриформационной Камско-Кинельской системы палеопрогибов (ККСП). Исследования рассеянного органического вещества (ОВ) нефтематеринских пород и генетические сопоставления нефтей и ОВ показали, что большая часть УВ палеозойских отложений связана с доманикитами ККСП. Доля других нефтематеринских толщ палеозоя менее значительна. Источником нефтей вендских отложений, измененных процессами палеогипергенеза, являются нефтематеринские толщи протерозоя.

В осадочном чехле выделяется девять нефтегазоносных комплексов (НГК): рифейский карбонатно-терригенный (потенциально нефтегазоносный), вендский терригенный (потенциально нефтегазоносный), девонский терригенный, верхнедевонско-турнейский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, визейско-башкирский карбонатный, верейский терригенно-карбонатный, каширско-гжельский карбонатный и нижнепермский карбонатный.

Рифейский карбонатно-терригенный НГК представлен доломитами с прослоями аргиллитов верхнекалтасинского (R1) возраста и терригенными отложениями надеждинской (R1) свиты, красноцветными песчаниками тукаевской (гожанской) свиты серафимовской серии среднего рифея и, возможно, частично терригенными породами кипчакского горизонта верхнего рифея. В песчаниках серафимовской серии встречены обильные нефтепроявления на юге региона. Газопроявления зафиксированы в отложениях калтасинской свиты рифея на Бедряжской площади. Нефтематеринские породы калтасинской свиты рифея в процессе своего развития, очевидно, погружались на глубины, оптимальные для массового преобразования захороненного ОВ в нефтяные УВ. Образовавшиеся в нефтематеринских породах УВ постепенно концентрировались в ловушках верхних горизонтов комплекса. Ненадежность покрышек привела к прорыву значительной массы УВ в нижние горизонты вендского комплекса.

Вендский терригенный НГК включает в себя горные породы бородулинской и кудымкарской серий. Комплекс сложен чередованием зеленовато-серых и красновато-коричневых тонкослоистых полевошпатокварцевых алевролитов, аргиллитов, глинистых сланцев и реже - мелкозернистых песчаников. Песчаниковые пачки имеют толщину 6-20 м и сравнительно невысокие коллекторские свойства. Отложения распространены практически повсеместно, за исключением небольших участков в районах локальных поднятий на юге площади. Мощность их изменяется в широких пределах и достигает в районе г. Краснокамска 1000 м, а на северо-востоке региона - 2500 м. Зонами нефтегазонакопления в вендских отложениях являлись валы древнего заложения (Очерский, Верещагинский, Краснокамский) на северном центриклинальном окончании Калтасинскогоавлакогена. Покрышками для проницаемых пластов служат глинистые пачки мощностью 30-75 м. Интенсивные нефтепроявления приурочены к пластам песчаников в нижней части комплекса. Четыре непромышленные залежи нефти встречены в вендских отложениях на востоке Верхнекамской впадины (ВКВ) на Верещагинском, Сивинском, Ларионовском и Очерском месторождениях.

Эмско-нижнефранский терригенный НГК развит почти на всей рассматриваемой территории и содержит около 5,1% начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти Пермского края, около 5% - растворенного и 5,5% - свободного газа.

Эмско-нижнефранские отложения трансгрессивно с большим стратиграфическим несогласием перекрывают разновозрастные породы верхнего протерозоя. Наиболее полно терригенные отложения комплекса представлены в центральной части региона, в субширотной полосе распространения крупной Краснокамско-Чусовской палеовпадины, где их мощность достигает 199 м. К северу и юго-востоку мощность и стратиграфическая полнота комплекса постепенно сокращаются. Он полностью отсутствует на Ксенофонтовском участке и в Осинцевско-Манчажском районе.

Комплекс представлен отложениями эмского, эйфельского и живетского ярусов и нижнефранского подъяруса. В зависимости от положения относительно палеоструктурных элементов разрезы терригенных отложений девона разделяются на три типа: впадинный, бортовой, сводовый. Впадинные разрезы отличаются наибольшей стратиграфической полнотой и мощностью. Они включают эмский, эйфельский и живетский ярусы, пашийский и тиманский горизонты. Мощность отложений 130-199 м. В разрезах бортового типа комплекс представлен живетским ярусом, пашийским и тиманским горизонтами общей мощностью 90-135 м. В сводовых разрезах присутствуют отложения только пашийского и тиманского горизонтов или только тиманского. Их мощность - 0-48 м. Фациальный характер тиманских, пашийских и живетских отложений в общих чертах однотипен для всей территории.

Региональной покрышкой комплекса служат аргиллиты тиманского и глинистые известняки саргаевского горизонтов. Их мощность повсеместно составляет 30-40 м.

Ареал распространения нефтей в комплексе в целом совпадает с развитием зон генерации. Почти все выявленные залежи этого комплекса находятся в южных районах.

Промышленная нефтеносность комплекса связана с тремя алевролито-песчаными пластами - Д0, Д1 Д2. Мощность их обычно не превышает 5-6 м, в западных районах иногда она возрастает до 10-15 м. Пласты литологическиневыдержанны. Коллекторские свойства ухудшаются в восточном направлении за счет возрастания степени постседиментационных изменений. На западе широко развиты песчаники с пористостью 15-20% и проницаемостью 0,4-0,96 мкм². В восточной части Предуральского прогиба пористость уменьшается до 5-7% и породы становятся практически непроницаемыми. Нефтеносность приурочена главным образом к верхней части терригенной толщи. Глинисто-алевролитовые прослои между проницаемыми пластами не всегда служат надежными внутрикомплексными флюидоупорами. Пласт Д0 промышленно нефтеносен на 35 структурах, Д1, - на 31 и Д2 - на 11 структурах.

К настоящему времени в девонской терригенной толще открыто 57 промышленных залежей. Почти все залежи открыты на платформе. Наиболее значительными по величине запасов являются залежи Гарюшкинского, Москудьинского, Елпачихинского, Шагиртско-Гожанского, Андреевского, Кустовского, Красноярско-Куединского и Тулвинского месторождений.

Залежи в отложениях терригенного девона можно разделить на четыре типа: пластовые сводовые, структурно-литологические, литологически экранированные (на моноклиналях), в линзах песчаников среди плотных пород. Большая часть залежей относится к структурно-литологическому типу. осадочный пермский нефтегазоносный тектонический

Плотность нефтей комплекса изменяется от 0,815 до 0,920 г/см³. Наиболее тяжелые нефти (> 0,90 г/см³) установлены на юге края, тяжелые (с плотностью 0,87 - 0,90 г/см³) - на западе

Среднефранско-кизеловский карбонатный НГК охватывает стратиграфический интервал от саргаевского горизонта до кизеловского. В разном объеме он распространен почти на всей территории Пермского края и характеризуется разнообразием литологического состава и генезиса. Является одним из главных НГК региона. Содержит 11,8% суммарных геологических ресурсов жидких УВ, около 23% ресурсов растворенного газа, 9,1% свободного газа и около 8% - конденсата. В разрезе комплекса на платформенной части территории к турнейскому ярусу приурочено 78% залежей, к фаменскому - 17% и к франскому - 5%. В Предуральском прогибе 50% залежей установлено в фаменском ярусе, 39% - в турнейском и 11% - во франском.

Разрез комплекса представлен отложениями мелководного и глубоководного шельфа. Для верхнедевонской части комплекса характерны отложения доманиковых фаций мощностью до 100 м и рифогенные образования - до 550 м, предопределившие формирование ККСП. Турнейская часть комплекса сложена слоистыми карбонатами мощностью около 50 м на мелководной части шельфа. Во внутренних зонах ККСП (глубоководная часть) развиты терригенно-карбонатные разности пород мощностью до 350 м. Последние почти полностью скомпенсировали прогибы к началу визейского века. В северо-западной части края, а также на вершинах рифогенных сооружений в северо-западной части Соликамской впадины (СВ) турнейские отложения уничтожены предвизейской и более поздними эрозиями.

Районы мелководного палеошельфа, развитого в восточной и северо-восточной частях края, представлены тремя типами разрезов комплекса: прибрежно-лагунным, лагунным и рифовым. Нефтегазоносность связана главным образом с рифовым типом разреза, который развит в узкой полосе вдоль границы мелководного и глубоководного шельфов. Органогенные массивные известняки и доломиты достигают здесь мощности 600-650 м. Для районов глубоководного шельфа выделены два типа разрезов: рифовый и межрифовый. Первый тип (гребневый, склоновый и лагунный подтипы) развит на одиночных и атолловых сооружениях и характеризуется преобладанием органогенных, органогенно-обломочных известняков и доломитов массивных и толстослоистых. Мощность верхнедевонской части разреза 300-500 м, турнейской - 0-200 м. Межрифовый тип разрезов приурочен к осевым зонам ККСП и представлен тёмноокрашенными битуминозными, глинисто-кремнисто-карбонатными разностями пород. Мощность верхнедевонской части разреза составляет 100-200 м, турнейской части - 100-350 м.

Региональной покрышкой комплекса служит косьвинско-бобриковский карбонатно-терригенный флюидоупор мощностью от нескольких до 20 м и более.

Нефтегазоносность различной интенсивности (от битуминозности до нефтегазовых выбросов) зафиксирована по всему разрезу от саргаевских до верхнетурнейских отложений. Открыто 118 залежей. Промышленные скопления нефти связаны, главным образом, с зонами развития ККСП. Наиболее часто они располагаются в верхней части НГК под региональной покрышкой и представлены пластово-массивным и массивным типами.

По составу вмещающих пород и строению резервуара залежи можно подразделить на три основные группы. Первая, включающая 78% от всех залежей, связана с известняками турнейского возраста. Залежи приурочены к структурам облекания рифогенных сооружений. Коллекторы занимают от 15 до 40% общей мощности. Проницаемые зоны группируются в пласты T1, T2, ТЗ. За счет такого строения резервуара залежи нередко приобретают пластово-массивный характер. Пористость турнейских известняков уменьшается в восточном направлении от 15-17 до 5%, проницаемость редко превышает 0,25 мкм². Этаж нефтеносности обычно составляет 10-20 м, реже - до 50 м. Коэффициент заполнения ловушек изменяется от 0,3 до 0,9, но наиболее распространенное его значение близко к 0,4.

Вторую группу составляют залежи в теле позднедевонских рифов. Особенно часто промышленные скопления отмечаются в пористых и кавернозных зонах фамена, перекрытых пачкой плотных глинистых известняков. Залежи в верхнедевонских известняках и доломитах типично массивного типа открыты в основном на территории СВ и имеют много общего в своем строении. Нефтью обычно насыщена только верхняя (соизмеримая с высотой палеоловушки) часть массива в пределах 30-40 м. Пористость массивных карбонатов варьирует в пределах от 7,4 до 14%, а проницаемость - от 0,01 до 0,168 мкм². На коллекторские свойства существенное влияние оказывают трещиноватость и кавернозность пород, что подтверждается высокими дебитами нефти на ряде месторождений и наличием катастрофических поглощений на многих площадях. Характерна резкая невыдержанность коллекторских свойств пород, которая может резко изменяться на коротких расстояниях даже в одинаковых литофациальных зонах. Для залежей в одиночных рифах четких закономерностей в степени заполнения ловушек и положения ВНК в настоящее время не установлено.

Третью группу образуют залежи нефти в фаменских и турнейских отложениях на зарифовых территориях юго-востока Пермского края, приуроченные к структурам облекания органогенных построек позднедевонского возраста. Промышленные скопления связаны с маломощными пористо-трещинно-кавернозными пластами фамена (до 3-4 пластов мощностью 1-3 м) и пористо-кавернозным пластом Т1турнейского яруса мощностью до 8-10 м. Пористость фаменских коллекторов достигает 10-12%, проницаемость - 0,002-0,069 мкм². Фильтрационно-емкостные свойства турнейских коллекторов значительно выше. Фамен-турнейские залежи формируют многопластовые месторождения: Софьинское, Солдатовское, Тартинское и др.

Небольшие залежи нефти в турнейских отложениях обнаружены на девонской барьерной гряде рифов вдоль восточной границы мелководного шельфа на Восточно-Горском, Шеметинском и Романятском поднятиях, а в фаменских отложениях - на Беляевском и Касибском. Значительно выше нефтегазоносность комплекса в районах глубоководного палеошельфа. Многие высокоамплитудные девонские рифы во внутренних частях ККСП содержат залежи углеводородов.

Обращает на себя внимание хорошая нефтенасыщенностьтурнейских отложений в ловушках структур облекания рифогенных образований на востоке Куединско-Чернушинской зоны и в южной части Атерско-Высоковского нефтегазоносного района. Характерно, что залежи нефти и газа в турнейских отложениях здесь широко распространены даже в мало амплитудных структурах. Вероятно, это связано с повышенной трещиноватостью пород и лучшими условиями миграции УВ по ослабленным участкам - линейным мобильным зонам (ЛМЗ), обеспечивающим лучшую проницаемость коллекторов, более широкий ареал нефтеносности. Для западных районов Пермского края характерна низкая нефтеносность комплекса. Здесь даже нефтепроявления фиксируются значительно реже, чем на юге и востоке.

Региональный ареал распространения зон аккумуляции комплекса полностью или частично находится в границах очагов генерации. Залежи нефти обычно открываются на окраинных участках зон генерации, где создается своеобразный геохимический барьер - контакт нефтематеринских и ненефтематеринских пород. Для первых характерны участки микроаккумуляции, для вторых - значительные скопления УВ.

Наиболее высокоперспективными являются отложения комплекса в бортовых и внутренних зонах ККСП на участках развития позднедевонских рифогенных сооружений (барьерные гряды, атоллы или одиночные постройки). Максимальная плотность ресурсов здесь достигает 47,7 тыс. т/км² (Ножовский выступ). К перспективным территориям отнесены Лобановская, Майкорско-Касибская и Веслянская зоны нефтенакопления и Атерско-Высоковский НГР. Плотность ресурсов на них изменяется от 5,1 до 13 тыс. т/км².

Косьвинско-тульский терригенный НГК развит повсеместно кроме крайней северо-западной части Пермского края и Ксенофонтовского участка Тимана. Он обладает наибольшими выявленными запасами и прогнозными ресурсами УВ: содержит 47,3% НСР нефти, 31% - ресурсов растворенного газа, 10,8% - свободного газа, 15% - конденсата, а также ~36% всех залежей палеозоя. Относится к главным НГК региона.

Комплекс охватывает стратиграфический интервал от косьвинского до тульского горизонта. Его мощность возрастает с северо-запада на юго-восток от 0 до 80 м. Резкое увеличение мощности до 120-140 м отмечено в приосевых участках ККСП. Здесь же установлена и повышенная суммарная мощность песчано-алевролитовых пластов до 65 м. На востоке Кизеловского участка складчатого Урала мощность комплекса достигает 250-270 м.

В разрезе комплекса выделено шесть основных типов разрезов: сводовыйсокращенный; сводовый полный; русловый; бортовой; впадинный прибортовой и впадинный приосевой. Разрезы сводовогосокращенного типа развиты на крупных положительных структурах, которые были высоко приподняты в конце турнейского века и медленно погружались в визейское время. Для этих районов характерна малая мощность комплекса (от 0 до 25 м) и последовательное выпадение из разреза в северо-западном направлении косьвинских, радаевских, бобриковских и тульских отложений. Для сводового полного типа разреза характерно наличие всех горизонтов комплекса и постоянство мощности (50-60 м). Русловый тип разреза формировался речными потоками, глубоко врезавшимися в турнейские карбонатные породы. Особенностью этого типа разреза является значительное (в 3-4 раза) увеличение мощности отложений радаевского и бобриковского горизонтов и незначительное увеличение мощности тульского горизонта по сравнению с разрезами соседних участков. Бортовой тип разреза развит над карбонатными сооружениями, образующими обрамление ККСП. Характерной особенностью бортовых типов разрезов является изменчивость мощности визейской терригенной толщи. Косьвинско-радаевско-бобриковские отложения, облекающие рифогенные массивы, имеют значительные колебания мощности на коротких расстояниях при переходе от сводовых участков структуры к погруженным. Мощность тульского горизонта изменяется в меньшей степени. К впадинному прибортовому типу относятся разрезы во внутренних зонах Камско-Кинельской системы прогибов. Характерными особенностями этого типа разреза являются: увеличенная мощность визейской терригенной толщи (100-120 м), стратиграфическая полнота разреза и равномерное возрастание мощности во всех горизонтах. Впадинный приосевой тип разреза существенно не отличается от впадинного прибортового в интервале тульского, бобриковского и радаевского горизонта. Ниже радаевского горизонта выделяется мощная толща (100-120 м) нерасчлененных преимущественно терригенных пород, которые относятся к косьвинскому горизонту и верхней части турнейского яруса.

В разрезе сводовогосокращенного типа отложения бобриковского горизонта отсутствуют или имеют небольшую мощность. Литологический состав характеризуется преобладанием аргиллитов и резким снижением песчанистости по сравнению с восточным и южным разрезами. Мощность изменяется от 0 до 15 м. В разрезах сводового полного и бортового типов горизонт представлен чередованием аргиллитов и песчаников. Особенностью бобриковского горизонта является значительное содержание песчаных и песчано-алевролитовых проницаемых пород. В бортовых разрезах при переходе от сводов структур к погруженным участкам мощность колеблется от 10 до 35 м. В разрезах руслового типа горизонт представлен песчаниками, подчиненное значение имеют аргиллиты, алевролиты, угли. Мощность достигает 30 м. Для депрессионных разрезов характерно увеличение количества угольных прослоев. Мощность колеблется от 18 до 45 м.

В фациальном облике тульского горизонта отчетливо выражена зональность, заключающаяся в последовательной смене с северо-запада на юго-восток континентальных на переходные и далее морские фации. Континентальные фации развиты в пределах Камского свода и представлены пестроцветными аргиллитами, алевролитами с прослоями глинистых песчаников. Мощность изменяется от 0-5 до 12-15 м. Переходные от континентальных к морским отложения развиты к юго-востоку от предыдущих. Они представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников с редкими прослоями углей и в самой верхней части - известняков. Мощность в среднем 15 м. Морские отложения развиты на территории ККСП и к юго-востоку от неё и представлены, терригенными отложениями в нижней части и карбонатными в верхней. Терригенную часть составляют аргиллиты, алевролиты и песчаники общей мощностью от 25 до 70 м. Мощность карбонатной части - от 3 до 35 м.

В нижне-средневизейском НГК на территории Пермского края УВ зафиксированы во всех НГР в диапазоне от радаевских до тульских отложений. Установлено 412 промышленных скоплений УВ, в том числе самые крупные месторождения нефти региона: Ярино-Каменноложское, Батырбайское, Кокуйское, Красноярско-Куединское, Москудьинское, Баклановское и др.

Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов, разделенные плотными аргиллитами. Выделяются пять основных пластов-коллекторов: Мл - в радаевских, Бб2 и Бб1 - в бобриковских, Тл2 и Тл1 - в тульских отложениях. Проницаемые пласты характеризуются литологической неоднородностью. Мощность песчаников прямо зависит от общей мощности терригенной толщи и увеличивается с севера и юго-востока к центральным районам. Существенное влияние на характер распределения песчаников оказала палеогеографическая обстановка: в случаях совпадения палеорусел различных трансгрессивно-регрессивных циклов седиментации песчаники занимают до 80% и более мощности разреза. Четко выражено закономерное ухудшение коллекторских свойств с запада на восток. На расположенных в западной части региона месторождениях основные продуктивные пласты характеризуются пористостью до 23-24% и проницаемостью до 0,7-1,7 мкм². В восточной части региона пористость не превышает 10%, а проницаемость - 0,1 мкм². Песчаники вследствие эпигенетического уплотнения утрачивают свои коллекторские свойства.

Региональной покрышкой комплекса служит тульский терригенно-карбонатный флюидоупор. Мощность покрышки от нескольких до 23 м.

Зоны нефтегазонакопления приурочены преимущественно к бортам и внутренним массивам ККСП. Ареал распространения промышленных залежей нефти визейского комплекса шире, чем по другим комплексам, и четко совпадает с глубоководным позднедевонским шельфом. Залежи нефти и газа нижнесредневизейского НГК могут быть отнесены к пяти основным типам: пластово-сводовые, структурно-литологические, литологически экранированные по восстанию пласта, связанные с локальными линзами коллектора и тектонически-экранированные.

Формирование скоплений УВ комплекса, по-видимому, происходило в процессе ограниченной латеральной миграции УВ от очагов генерации к системам близлежащих ловушек. При этом постепенно происходили вертикальные прорывы флюидов из верхнедевонских отложений в каменноугольные на участках ослабленной их изоляции.К высокоперспективным площадям по нижне-средневизейскому комплексу отнесены бортовые рифогенные зоны ККСП в южной половине Пермского края и тектоно-седиментационные массивы в центральной части СВ. Плотность ресурсов на этих землях изменяется от 39 до 143,7 тыс. т/км². Перспективными являются территории Майкорско-Касибской НГЗ и Брусянско-Лысьвенского нефтегазоносного района. Плотность геологических ресурсов на этих землях изменяется от 17,6 до 24,9 тыс. т/км².

Алексинско-башкирский карбонатный НГК развит во всех НГР, за исключением Казанско-Кажимскогоавлакогена. Содержит 24% НСР нефти, 22% растворенного газа, 29% свободного газа и 12% конденсата. В комплексе установлено 133 залежи УВ (12% - нефтяных, 25% - газонефтяных, 16% - газовых). Относится он к главным НГК региона.

Комплекс включает отложения верхне-визейского подъяруса, серпуховского и башкирского ярусов. Первый из них представлен тремя типами разрезов: известняковым, доломитово-известняковым и доломитовым. Доломитовый тип развит в западной части края, доломитово-известняковый - в приграничных районах СВ и платформы, известняковый тип встречается на всей остальной его территории. Мощность верхневизейского подъяруса изменяется от 0 до 220 м, увеличиваясь в юго-восточном направлении. В разрезе серпуховских отложений выделено два типа: терригенно-карбонатный и карбонатный. Последний (известняковый подтип) на территории края доминирует. Мощность серпуховских отложений изменяется от 0 до 195 м. Отложения башкирского яруса представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение. В нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Разрезы терригенно-карбонатного типа представлены известняками и аргиллитами, имеют ограниченное распространение. Число прослоев в разрезе яруса изменяется от одного до двенадцати, причем они могут быть приурочены к разным частям разреза. Мощность башкирских отложений изменяется от 0-29 м на крайнем северо-западе до 98 м на крайнем юго-востоке края.

Региональной покрышкой комплекса служат окремнелые плотные известняки верхней части башкирского яруса, и аргиллиты нижней части верейского горизонта. Покрышка имеет тенденцию к уменьшению мощности в юго-западном направлении: от 15-20 м на Ярино-Каменноложском месторождении до 1-3 м на Красноярско-Куединском. УВ зафиксированы во всех НГР в стратиграфическом диапазоне от окских до башкирских отложений. Они проявились от битуминозности и слабых нефтепроявлений до промышленных притоков с дебитами до 30-50 т/сут и более. Зоны нефтегазонакопления комплекса, подобно нижележащим НГК, приурочены преимущественно к бортам и внутренним массивам ККСП. Формирование залежей происходило преимущественно за счет вертикальной миграции. Собственные нефтематеринские и нефтепроизводящие способности комплекса невелики.

Залежи в окском надгоризонте установлены лишь на севере СВ (Озерное и Гежское месторождения). В серпуховском ярусе установлена промышленная залежь нефти на Осинском месторождении и нефтегазоконденсатная залежь - на Кокуйском. Эффективная мощность известняков серпуховского яруса составляет 7,5 м на Кокуйском месторождении и 23,4 м - на Осинском. С башкирским ярусом связано наибольшее количество залежей. Они установлены во всех регионах, кроме ВПВ. Все выявленные залежи относятся к массивному типу. Нефть и газ содержатся в тонких прослоях пористых известняков, которые составляют 20 - 40% от общей мощности пород и весьма невыдержанны по площади и разрезу. Высота залежей составляет от нескольких до 100-110 м, а максимальная эффективная нефтегазонасыщенная мощность - до 40 м.Геохимические закономерности данного комплекса в общих чертах соответствуют нижележащим НГК. Газонасыщенностьнефтей достигает 450 м³/т. На территории северо-востока СВ наряду с легкиминефтями встречены конденсаты. Газовые залежи восточных районов почти нацело состоят из метана (86-92%).

Высокоперспективные на нефть и газ территории распространения этого комплекса охватывают рифогенные зоны ККСП в южной половине края и в Соликамской впадине. Плотность ресурсов на них составляет от 16,3 до 112,0 тыс. т/км². В качестве перспективных рассматриваются Верхнекамско-Пермский, Атерско-Высоковский и Брусянско-Лысьвенский НГР, а также северная часть западного борта ККСП. В отличие от высокоперспективных территорий, здесь прогнозируется некоторое ухудшение факторов нефтегазоносности: структурного (развитие менее контрастных поднятий) и литологического (на западе коллектора лучше, но хуже их изоляция). Плотность ресурсов на перспективных землях изменяется от 6,1 до 14,8 тыс. т/км².

Верейский терригенно-карбонатный ГНК развит почти во всех НГР Пермского края, за исключением окрестностей д. Ксенофонтово. Он содержит около 6% НСР нефти и 15% НСР свободного газа. Разрез комплекса представлен известняками, аргиллитами, редкими маломощными прослоями доломитов и алевролитов. Мощность комплекса постепенно увеличивается с запада на восток от 18-38 м до 78 м.

Нефтегазоносность верейского НГК менее значительна, чем нижележащих комплексов. В нем открыто 64 залежи, из них 46 - нефтяные, 12 - газонефтяные, 2 - газовые и 4 - газоконденсатные. Выделяется пять проницаемых пластов: В1, В2, В3, В4, В5. Промышленная нефтеносность связана с пластами В1, В3, В4. Верейские залежи пластовые сводовые. В южных районах Пермского края залежи имеют газовые шапки на Кокуйском, Сосновском, Батырбайском, Павловском и Куединском месторождениях.

В качестве высокоперспективных территорий развития комплекса рассматриваются южная половина Пермского края и СВ. Новые открытия связываются преимущественно с участками распространения девонских рифов, над которыми в структурах облекания выявлены залежи в визейских терригенных и башкирских отложениях. Таким образом, устанавливается очевидная связь верейско-каширских залежей с нижележащими. Плотность ресурсов на высокоперспективных территориях составляет от 5,9-6,5 до 23,0-56,2 тыс. т/км². Перспективные площади охватывают Верхнекамскую и Майкорско-Касибскую зоны нефтегазонакопления, СлВ и восточные участки СВ, в пределах которых на отдельных площадях установлены непромышленные притоки нефти или газа: Кесовская, Касибская, Южно-Долдинская, Гежская, Ескинская, Брусянская, Бухаровская.

Каширско-гжельский НГК развит во всех НГР Пермского края и содержит 2,7% НСР нефти, 3,5% растворенного газа и 8% свободного газа. Комплекс представлен каширским, подольским, мячковским горизонтами московского яруса и верхним отделом каменноугольной системы. Каширский горизонт слагают плотные известняки и слабоглинистые доломиты. Терригенные прослои приурочены к нижней части горизонта. Аргиллиты аналогичны верейским. Мощность каширского горизонта изменяется от 40 до 50 м. Отложения подольского и мячковского горизонтов представлены известняками и доломитами. На северо-западе региона в разрезе преобладают доломиты. В виде очень тонких прослоев встречаются аргиллиты. Мощность подольско-мячковских отложений изменяется от 150 до 200 м. Верхнекаменноугольные отложения на территории Пермского края представлены тремя типами разрезов: карбонатным, терригенно-карбонатным, терригенным. В платформенной части наиболее развит карбонатный тип (доломитовый подтип). Терригенно-карбонатный тип разреза установлен в Верхне-Печорской впадине (ВПВ). Терригенный тип разреза развит в Сылвенской впадине и представлен ритмично переслаивающимися аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Их мощность достигает 350 м.

В каширско-гжельском комплексе открыто 39 залежей. Среди них 25 нефтяных, 4 газонефтяных и 10 газовых. В комплексе выделяются пласты: К1, К0, Пд, Мч и С3. Каширские продуктивные пласты представлены известняками и доломитами с прослоями мергелей. Все промышленные залежи выявлены в южной части края в пластах В1 + К1 и К0. Они связаны со структурами облекания рифов южного борта ККСП и шельфовых биогермов зарифовой зоны. На остальной территории Пермского края интенсивные нефтепроявления не установлены. Перспективные площади развития каширско-гжельских отложений территориально совпадают с перспективными зонами верейского НГК.

Нижнепермский карбонатный НГК в пределах Пермского края представлен всеми ярусами нижнего отдела пермской системы. В разрезе нижнепермских отложений сосредоточено 3% НСР нефти и 20% НСР свободного газа.

Для комплекса характерна субмеридиональная ориентировка фациальных зон. В разрезах западного борта Предуральского прогиба преобладают карбонатные породы, восточнее происходит замещение их обломочными породами. На границе карбонатных и обломочных фаций развиты сакмарско-артинские рифы.

В ассельских отложениях выделено пять типов разреза (с запада на восток): доломитовый; известняково-доломитовый; известняковый нормально слоистый; известняковый массивный (рифовый); глинисто-песчаниковый. Мощность яруса постепенно увеличивается в восточном направлении. В породах сакмарского яруса выделено также пять типов разреза: доломитовый, известняково-доломитовый, известняковый, рифогенный и терригенно-карбонатный. В платформенной части развиты первые три типа разрезов. В артинских отложениях выделено семь типов разрезов (с запада на восток): ангидритовый, ангидритово-доломитовый, известняково-доломитовый, доломитово-известняковый рифовый, глинисто-карбонатный, карбонатно-терригенный и терригенный. Наибольшие перспективы нефтегазоносного комплекса связаны с рифовым типом разреза, который распространен в довольно широкой полосе края платформы. Артинские рифы сложены массивными известняками и доломитами. Межрифовая фация представлена глинисто-детритовыми известняками и мергелями. Мощность отложений достигает 250-300 м. Кунгурский ярус распространен почти повсеместно и подразделяется на филипповский и иренский горизонты. Мощность филипповских отложений изменяется от 0 на западе до 150 м на востоке: на отдельных восточных участках достигает 200 м. Характер изменения мощности иренского горизонта аналогичен характеру изменения мощности филипповского горизонта: от 0 на западе до 750 м на востоке; максимальные значения их мощностей приурочены к осевым частям впадин Предуральского прогиба.