Юрюзано-Сылвинская впадина (ЮСВ) – это одна из наиболее крупных структур Предуральского краевого прогиба (по В.М. Проворову, «Предуральской краевой линейной депрессии»). Размеры Юрюзано-Сылвинской впадины – 350×110 км [1]. На западе ЮСВ граничит с нижнепермским структурным выступом Уфимского плато, наложенным на восточные части Кунгурско-Уфимской впадины и Башкирского свода, на востоке – по системе региональных разломов – с Западно-Уральской складчато-надвиговой мегазоной.
Северная граница выделяется по структурному плану нижнепермских отложений с Косьвинско-Чусовской седловиной (КЧС), южная граница – с выступом Каратау.
В составе осадочной толщи палеозоя Юрюзано-Сылвинской впадины выделено [1, 4] семь региональных нефтегазоносных стратиграфических комплексов (РГНС), и восемнадцать формаций, образующих три формационных ряда: каледонский доплитный, герцинский плитный, герцинский орогенный (рисунок).
На территории Юрюзано-Сылвинской впадины выделяется три палеозойских системы природных резервуаров. Первая система связана с алеврито-песчаной сероцветной силурийско-нижнедевонской формацией. Нефтегазоносность этой формации лишь предполагается. Вторая система связана с герцинским платформенным формационным рядом восточной окраины Русской плиты и играет ведущую роль в размещении залежей нефти и газана территории ЮСВ. Третья система связана с орогенным формационным рядом краевого прогиба. Она также является нефтегазоносной, но в меньшем масштабе [1]. Разделом между второй и третьей системами служит региональный флюидоупор, образованный породами карбонатно-глинистой депрессионной формации, испытывающий скачкообразное перемещение вверх по разрезу от основания верхнемосковского подъяруса на юго-востоке до средней части артинского яруса на северо-западе ЮСВ.
Сопоставление палеозойских формационных рядов восточной окраины Русской плиты, Сылвинской впадины Предуральской краевой линейной депрессии с региональными нефтегазоносными стратиграфическими комплексами (по С.Н. Калабину, 1994, с изменениями и дополнениями). Условные обозначения: 1–19 – осадочные формации, в том числе 1–14 – платформенные: 1– красноцветная карбонатно-терригенная; 2 – сульфатно-известняково-доломитовая; 3 – известняковая; 4 –известняково-доломитовая каширско-гжельская; 5 – карбонатно-глинистая; 6 – доломитово-известняковая верхневизейско-башкирская; 7, 8 – сероцветная песчано-глинистая (угленосная); 9 – кремнисто-карбонатная клиноформная; 10 – известняково-доломитоваясреднефранско-турнейская; 11 – кремнисто-глинисто-карбонатная битуминозная (доманиковая); 12 – карбонатная рифогенная; 13 – сероцветная глинисто-песчаная; 14 – сероцветная песчано-алевритовая; 15, 19 – орогенные: 15 – карбонатно-терригенно-эвапоритовая (соленосная); 17 – нижняя сероцветная морская молассовая; 18 – карбонатно-глинистая депрессионная; 19 – карбонатная рифовая; 20 – хроностратиграфические границы; 21 – границы геологических тел: а – формационных рядов; б – формаций; 22 – отсутствие отложений; 23 – газовая залежь; 24 – нефтяная залежь; 25 – конденсат
Анализ геологического разреза Русской плиты, а также северо-западной и юго-восточной частей Сылвинской впадины, позволяет выявить связь между формациями и распространением региональных нефтегазоносных стратиграфических комплексов, с которыми связано наличие месторождений, условно разделённых на три группы [1].
Северная группа месторождений (Луживское, Верхнечусовское, Комарихинское, Копальнинское, Селинское, Лысьвенское) приурочена к северной части Кызылбаевско-Чусовского тектонического блока. Луживское месторождение с литологически-экранированной залежью в верхней части визейской сероцветной песчано-глинистой формации располагается в осевой зоне Калининского прогиба [1]. Верхнечусовское месторождение связано с его юго-восточной внутренней прибортовой зоной. Залежи нефти здесь связаны с карбонатным клиноформным телом в составе турнейской кремнисто-карбонатной формации, с пластами-коллекторами сероцветной песчано-глинистой формации визе, также с артинско-кунгурским, рифовым массивом (газонефтяная залежь открыта в. 1929 г. проф. П.И. Преображенским). На Комарихинском месторождении, на юго-восточном борту Калининского прогиба, продуктивны пласты-коллекторы известняково-доломитовой среднефранско-турнейской формации, облекающей краевой барьерный риф визейской сероцветной песчано-глинистой формации, а также известняковой ассельско-артинской формации. На расположенных восточнее Копальнинском, Селинском, Лысьвенском месторождениях продуктивна лишь известняковая ассельско-артинская формация, несмотря на то, что Копальнинское месторождение расположено на Веслянской валообразной структуре, то есть в той же структурно-формационной зоне, что и Комарихинское месторождение с его богатым набором залежей [1].
Юго-западная группа месторождений располагается на юге Кызылбаевско-Чусовского тектонического блока (Кызылбаевское, Метелинское, Алегазовское, Усть-Айское, Сухореченское месторождения). Месторождения приурочены к поднятиям, осложняющим погребённые тектонические ступени со сбросами. Большинство залежей связано с карбонатными платформенными формациями: доломитово-известняковой средневизейско-башкирской, карбонатно-терригенной верейской, известняково-доломитовой каширско-гжельской [1]. На наиболее западных месторождениях этой группы Сухореченском и Усть-Айском продуктивны коллекторы визейской сероцветной песчано-глинистой формации, а на последнем из них небольшие притоки нефти получены из низов известняково-доломитовой среднефранско-турнейской формации и из терригенной толщи верхнего девона. Фазовый состав УВ здесь изменчив. Встречаются залежи нефтяные, газонефтяные, нефтегазовые, газовые [4]. По тектонической позиции и характеру нефтегазоносности к этой же группе месторождений относится и расположенное значительно севернее Брусянское газонефтяное месторождение [1].
Третья группа месторождений (Апутовское, Бухаровское, Кедровское, Марковское, Кордонское, Ломовское) расположена на востоке ЮСВ [1]. Залежи здесь газовые и газоконденсатные [4]. Продуктивны пласты-коллекторы доломитово-известняковой средневизейско-башкирской, известняково-доломитовой каширско-гжельской формаций и нижней сероцветной морской молассы. Большинство месторождений приурочено к высокоамплитудным антиклинальным принадвиговым складкам. На Бухаровском месторождении имеется залежь на западном автохтонном блоке, на Кордонском месторождении продуктивна линза карбонатных пород в низах сероцветной морской молассовой формации, а на Ломовском поднятии залежь конденсата в терригенных породах той же формации связана со структурой облекания дуванско-тулумбасовской органогенной постройки [1].
Геологические условия месторождений и типы структур с залежами углеводородов разнообразны. Их общей чертой является приуроченность большинства промышленных залежей к природным резервуарам герцинских платформенных формаций. Среди них ведущее значение принадлежит карбонатным формациям. Ареал нефтегазоносности одной из главных продуктивных песчано-глинистой визейской формации востока Русской плиты ограничен западной краевой частью впадины [1]. Это связано с эпигенетическими преобразованиями пород из-за значительного погружения и прогрева на орогенном этапе и во время длительного, послепалеозойского периода охлаждения [4]. Эти факторы интенсивно проявились в сероцветной песчано-глинистой визейской и сероцветной глинисто-песчаной эйфельско-нижнефранской формациях. Песчаники и алевролиты под действием эпигенетических факторов утратили фильтрационно-ёмкостные свойства на большей части ЮСВ [1]. Среди карбонатных формаций широким ареалом промышленной нефтегазоносности обладает доломитово-известняковая верхневизейско-башкирская формация [1]. В толще карбонатов известняково-доломитовой каширско-гжельской и известняковой ассельско-артинской формаций прослеживается тенденция к смещению нефтегазоносности вверх по разрезу, в направлении зонально-регионального флюидоупора, образованному карбонатно-глинистой депрессионной формацией. На северо-западе депрессии залежи УВ связаны с известняковой ассельско-артинской формацией, располагающейся непосредственно под этим флюидупором, тогда как залежей, связанных с известняково-доломитовой каширско-гжельской формацией, здесь не обнаружено. Юго-восточнее Красноуфимско-Тулумбасовского уступа известняковая ассельско-артинская формация отсутствует. Флюидоупор перекрывает известняково-доломитовую каширско-гжельскую формацию, с которой связаны залежи нефти и газа (Метелинское, Бухаровское, Марковское месторождения).
Намечается переход от каширско-гжельского карбонатного РНСК к нижнепермскому карбонатному РНСК, выраженный орогенной карбонатной рифогенной формацией, связанной с верхнекаменноугольными органогенными постройками с доказанной газоносностью. Ассельско-сакмарские дуванско-тулумбасовские органогенные постройки, замещающие на юго-востоке ЮСВ ассельско-артинскую известняковую формацию, выходят на поверхность или залегают на небольших глубинах природных резервуаров. Связанная с этими органогенными постройками нефтеносность недостаточно изучена. На севере известняковая ассельско-артинская формация замещается нефтегазоносной орогенной карбонатной рифовой формацией, которая представлена артинско-кунгурским рифовым массивом (Верхнечусовское месторождение). На востоке карбонатно-глинистая депрессионная формация замещается орогенной нижней сероцветной морской молассой, формирующей восточный борт ЮСВ [1]. Для этой формации характерно наличие полимиктовых терригенных природных резервуаров, чьи фильтрационно-ёмкостные свойства обусловлены, главным образом, повышенной трещиноватостью [4]. С ними связаны промышленные притоки газа и конденсата на востоке ЮСВ. Газовые залежи приурочены к высокоамплитудным поднятиям, осложнённым сбросами, надвигами, а нефтегазоносность – к малоамплитудным поднятиям, осложняющих погребённые тектонические ступени [1]. Природные резервуары, связанные с кунгурской соленосной и верхней молассовыми формациями, существенного значения в отношении нефтегазоносности не представляют. На севере депрессии продуктивны структуры облекания верхнедевонского краевого барьерного рифа карбонатной рифогенной формации юго-восточного борта Калининского прогиба ККСП (Комарихинское месторождение) и турнейских кремнисто-карбонатных клиноформ юго-восточной внутренней прибортовой зоны этого прогиба (Верхнечусовское месторождение) [1].
Совместный анализ формаций и регионально нефтегазоносных стратиграфических комплексов территории Юрюзано-Сылвинской впадины позволил выявить следующие закономерности:
1) основные залежи УВ на территории впадины связаны с природными резервуарами вдоломитово-известняковой средневизейско-башкирской и известняково-доломитовой каширско-гжельской формациями, что не характерно для территории Пермского края;
2) относительно меньшее значение в размещении залежей УВ имеют природные резервуары карбонатно-терригенной верейской, известняково-доломитовой среднефранско-турнейской, кремнисто-карбонатной турнейской и известняковой ассельско-артинской формаций. Нефтегазоносность платформенных терригенных формаций, в том числе сероцветной песчано-глинистой нижневизейской, ограничена западной частью впадины [1]. Это отличается от косьвинско-тульского РНСК Пермского края, так как данный комплекс обладает наибольшими выявленными запасами и прогнозными ресурсами УВ. Из орогенных формаций в юго-восточной части ЮСВ газоносна нижняя сероцветная морская моласса, а на севере и востоке нефтегазоносна карбонатная рифовая формация;
3) для ЮСВ характерна промышленная нефтегазоносность структур восточного борта Русской плиты, связанных на севере района с Калининским прогибом ККСП, а южнее – с погребёнными тектоническими ступенями; при этом вторая система структур играет главную роль [1]; основная промышленная газоносность принадлежит высокоамплитудным структурам, связанным с надвигами;
4) перспективные РНСКс эмско-нижнефранского по каширско-гжельский включительно залегают под Передовыми Складками Урала и сминаются, образуя антиклинали, что является предпосылкой для поиска и разведки новых месторождений в пределах юго-восточного борта ЮСВ.
Рецензенты:
Карасёва Т.В., д.г.-м.н., профессор, зав. кафедрой региональной и нефтегазовой геологии ПГНИУ, г. Пермь;
Ибламинов Р.Г., д.г.-м.н., профессор, зав. кафедрой минералогии и петрографии ПГНИУ, г. Пермь.
Работа поступила в редакцию 05.12.2013.