Достаточно высокая степень освоения начальных потенциальных ресурсов нефти и газа в северных и западных районах Урало-Поволжья, особенно в Пермской области и в Удмуртии, побуждает к поискам новых направлений геологоразведочных работ [2]. Региональный прогноз нефтегазоносности практически исчерпал свои возможности для палеозойского осадочного комплекса. Возрастает необходимость разработки методологии зонального прогноза нефтегазоносности и на этой основе совершенствования рационального комплекса геологоразведочных работ. С этой целью следует прежде всего восстановить строение верхнедевонско-турнейского палеошельфа и определить в нем зоны, представляющие нефтегазопоисковый интерес как в отношении генерации, так и аккумуляции УВ.

В позднедевонско-турнейскую эпоху в северных и западных районах карбонатный морской шельф был представлен несколькими крупными подводными ландшафтными элементами [4], что показано на принципиальном палеогеологическом профиле от Сысольско-Коми-Пермяцкой палеосуши до восточного склона современного Южного Урала (рис. 1). В пределах Русской плиты, испытавшей растяжение в результате погружения ее восточного материкового склона под Западно-Сибирскую океаническую плиту, одновременно с образованием нескольких крупных структурно-фациальных комплексов Уральской рифтовой зоны формировались три системы относительно глубоководных впадин: Камско-Вятская, Камско-Кинельская и Уткинско-Серебрянская. Морфологически они представляли три рва, через которые мигрировал обломочный материал с Сысольско-Коми-Пермяцкой палеосуши в восточном направлении, в сторону более глубоководной части морского бассейна. Поэтому обломочный материал быстро снивелировал Камско-Вятскую систему впадин. В Камско-Кинельской системе некомпенсированных впадин отлагался уже мелкообломочяый материал с богатой органикой, а в Уткинско-Серебрянской системе впадин – тонкослоистый пелитоморфный осадок, из которого сформировались кровельные листоватые высокобитуминозные породы типа “вонючих сланцев” цехштейна [4].

Известно, что Камско-Кинельская система впадин (ККСВ) – одна из важнейших зон генерации УВ в Волго-Уральской провинции. Ее борта, где развиты локальные структуры тектоноседиментационного происхождения, связанные с разновозрастными франско-фаменско-турнейскими органогенно-карбонатными и рифогенными массивами, представляют богатейшие зоны аккумуляции УВ. На севере Волго-Урала выделено пять типов нефтегазоматеринских пород доманикового типа [5], различающихся региональным положением, составом ОВ, минеральных компонентов и нефтегазогенерационными способностями. Эти породы различаются даже внутри ККСВ. Так, в Можгинской и Сарапульской впадинах мощность доманикитов 400–500 м. В 20 % случаев содержание сапропелевого колломорфного ОВ превышает 6 %, хлороформенного битумоида в среднем 1,3 %.

В расположенных восточнее Шалымской и Бабкинской впадинах доманикиты сходны с описанными, но отличаются более высоким содержанием кремнезема (до 32–34 %). При повышенном содержании нерастворимого остатка они характеризуются низкой глинистостью. Содержание органического углерода в более 6 % пород составляет не менее 10 %. Впадины, расположенные в Соликамской депрессии Предуральского прогиба, содержат доманикиты со средней концентрацией рассеянного ОВ 1,8 %, их мощность с содержанием ОВ более 1 % уже не превышает первых десятков метров. Таким образом, высокое содержание рассеянного ОВ в доманикитах ККСВ и их большая мощность предопределили высокий генерационный потенциал данной системы впадин. Наличие устойчивых структур-ловушек благоприятствовало формированию и сохранению весьма значительных структурно-фациальных зон нефтегазонакопления [З].

В настоящее время поиски новых месторождений нефти и газа в ККСВ связаны в Пермской области и Удмуртии с обнаружением тектоно-седиментационных структур, связанных с полосовыми зонами развития более молодых, т. е. фаменско-турнейских и турнейских рифов, имеющих форму одиночных высоких пиннаклов-спутников, а также с поисками неструктурных ловушек в клиноформных бортовых разрезах ККСВ. В отличие от барьерных франско-фаменских органогенно-карбонатных массивов более молодые, фамен-турнейские, рифовые постройки мощностью до 300 м, иногда более 350 м, нередко сами являются нефтесодержащими, причем этажи нефтеносности значительно превышают таковые в вышележащих каменноугольных отложениях. Так, на Большеошворцевской структуре в скв. 297 Есеней в заволжских карбонатах встречено несколько пластов с дебитами нефти до 148 м3/сут. На Южно-Киенгопском спутнике в скв. 340 из малевско-упинских отложений получено 800 т/сут нефти открытым фонтанированием, а в скв. 342 в турне встречено несколько пластов с дебитами нефти до 143, 4 т/сут самоизливом.

На юго-восточной окраине крупного Гремихинского органогенно-карбонатного массива внутренней зоны Сарапульской впадины открыт Забегаловский одиночный пиннакл. Пористо-кавернозно-водорослевый коллектор этого рифового “штыря” нефтеносен в интервале 240 м. В скв. 1099 дебиты нефти достигали 50 т/сут. Аналогичные спутники встречены в соседней Пермской области на Шумовском выступе и в других местах. Весьма интересно, что некоторые пиннаклы иногда частично выходили на дневную поверхность с образованием крупных карстовых полостей, заполненных позднее песчано-алевритовой смесью, что затрудняет интерпретацию материалов ГИС.

В северной части ККСВ, в Удмуртии, известняково-аргиллитовый тип разреза малевско-упинских отложений фациально замещается песчано-алевролитовыми породами мощностью от 5 до 80 м. Этот структурно-фациальный комплекс представляет собой линзовидное тело длиною 150 км и шириною до 40 км. Промышленный приток нефти получен из этих песчаников в скв. 397 и 775 Ягул, скв. 796 Есеней, облекающих биогерм. Перспективны и козырьки выклинивания линзы.

Поскольку основные ресурсы УВ в ККСВ уже освоены, рассмотрим перспективность других зон верхнедевонско-турнейского шельфа. Так, вблизи Сысолъско-Коми-Пермяцкой суши намечается Камско-Вятская система впадин, битуминозные глинистые сланцы которой даже возгораются от спички. Мощность этих доманикитов в основном, не более 15–35 м. В глубоководных саргаевско-семилукско-бурегских отложениях концентрация ОВ часто превышает 5 %, органика сапропелевая, но уже с примесью гумуса [5], что объясняется близостью палеосуши и дает предпосылки для ожидания более высококачественных нефтей (меньшее содержание серы и т. д.).

В Уткинско-Серебрянской системе впадин саргаевско-верхнефранские доманикиты также высокоуглеродистые (ОВ более 1 %) и при больших мощностях представляют крупную зону генерации жидких и в основном газообразных (катагенез до стадии МК4)УВ.

Помимо трех некомпенсированных прогибов в пределах Волго-Уральского палеошельфа в позднедевонско-турнейскую эпоху существовали три крупных подводных архипелага. Средний из них существовал между ККСВ и УССВ и представлял собой систему подводных палеоплато и одиночных выступов, краевые части которых осложнялись органогенно-карбонатными постройками мощностью до 250 м, способствовавшими образованию тектоно-седиментационных ловушек УВ в вышележащих отложениях (Дороховское, Каменское, Алтыновское и другие месторождения). Разделяющие их впадины или проливы в мощностях отложений практически не выражены. Они отличаются лишь более высокой глинистостью и повышенным содержанием рассеянного ОВ, которое служило дополнительным источником генерации УВ. Местами в предвизейский период эти проливы унаследовали эрозионные врезы, по которым терригенный материал поступал с зон размыва. Эти врезы, выполненные терригенными породами, и сопутствующие им эрозионно-карстовые формы поверхности верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса представляют значительный интерес для поисков неструктурных и комбинированных типов ловушек нефти и газа.

Второй более обширный по площади архипелаг существовал между ККСВ и Камско-Вятской системой. Он также состоял из многочисленных подводных плато, бортовые участки которых, по-видимому, также были осложнены органогенно-карбонатными постройками, на что указывают фаунистические материалы по скв. 3 Уни, наличие светлых органогенных известняков в разрезах скважин (Котельнич, Марпосад и др.). Верхнедевонско-турнейский комплекс здесь изучен слабо. Многочисленные плато разобщались своеобразной системой проливов или впадин, названной нами Камско-Волжской (рис. 2). Для них характерно повышенное содержание глинистого материала в подстилающих карбонатных породах. Кроме этого, в зоне развития этих впадин верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс в верхней своей части представлен толщей высокобитуминозных сланцев мощностью в несколько метров, которые дополнительно продуцировали УВ. Интересно, что многие впадины Камско-Волжской системы в предвизейский период были унаследованы мощными эрозионными врезами, длиною в десятки и сотни километров, по которым терригенный материал с зоны размыва переносился в юго-восточном направлении, образуя подводные конусы выноса на внешнем (северо-западном) борту ККСВ. В целом Камско-Волжская система впадин намечается и по сравнительно повышенной мощности визейских терригенных отложений, а также на профилях сейсморазведки. Палеоплато обычно тяготеют к выступам фундамента.

Предвизейские врезы способствовали дальней миграции УВ из основного очага их генерации (ККСВ) вверх по восстанию слоев в западном и северо-западном направлениях. Встречая на своем пути зоны разломов и повышенной трещиноватости, где региональная тульская покрышка была ими нарушена, нефтегазоносные флюиды испытывали переток из нижнего в средний (например, Ильинское месторождение в Кировской области), а возможно и в верхний, отдел каменноугольной системы. Этот процесс значительно повысил перспективы крайних северных и западных районов Волго-Урала на поиски нефти в более молодых каменноугольных отложениях.

Следует отметить, что генерационный потенциал впадин Камско-Волжской системы примерно наполовину ниже, чем у Камско-Вятской, расположенной севернее, близ Сысольско-Коми-Пермяцкой суши (Пономаревская, Рехинская и Великорецкая впадины). Тем не менее, зоны их развития, палеоврезы, бортовые участки палеоплато, осложненные пластовыми органогенными телами, эрозионно-карстовые полости и карбонатные останцы перспективны на поиски новых типов залежей нефти. Нахождение нескольких залежей нефти в карбонатах фаменского яруса на Южно-Смольниковской и Дебесской площадях в Удмуртии, на Кузнецовской и других площадях Пермской области доказывает необходимость дальнейшего изучения данного комплекса, В разделяющих палеоплато впадинах и предвизейских врезах могут быть встречены шнурковые залежи и залежи типа Романшорского в Пермской области, где структура тектонического происхождения в плане совпадает с песчаным русловым телом. Наличие таких врезов сейсморазведкой и бурением доказано в Пермской, Нижегородской областях, в Удмуртии, Среднем Поволжье [1, 5] и смежных землях. Устьевые участки впадин мелководного палеошельфа и предвизейских врезов на северо-западном (внешнем к Уральскому рифту) борту ККСВ перспективны на поиски неструктурных залежей нефти, в конусах выноса, которые, прежде всего, следует опоисковать сейсморазведкой между Осинским и Ножовским выступами, Ножовской и Мишкино, Мишкино и Чутыро-Киенгопом, Чутырем и Красногорской, в районе Буинска в Мелекесской впадине.

Третий архипелаг располагался восточное Уткинско-Серебрянской системы впадин, практически не изученной в Предуральском прогибе, но довольно хорошо описанной по западному склону Урала О. И. Щербаковым, Б. И. Чувашовым и другими исследователями. Восточная часть архипелага в отношении генерации УВ большого интереса не представляет, так как верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс здесь испытывает постепенное замещение на граувакковые песчаники и алевролиты с прослоями известняков, глинисто-кремнистых сланцев и фтанитов. По описаниям Б. И. Чувашова и В. П. Шуйского в низах Зилаирской свиты на Южном Урале встречаются небольшие (1–3 м) линзы водорослевых и водорослево-брахиоподовых известняков. Франские линзы строматолитовых и водорослевых биогермов также развивались среди вулканогенных и кремнисто-вулканогенных пород на восточном склоне Урала, от Щучьинского синклинория до Мугоджар. В фаменский век в пределах архипелага развивались массивные и толстослоистые аглютигермы, которые некоторыми исследователями сравниваются с уолт-сортскими иловыми холмами, хотя последние обладают несравнимо большей (до 1000 м) мощностью, а также Верхнефаменские сравнительно небольшие биогермы из сине-зеленых водорослей. Органическое вещество фациально сопутствующих перечисленным органогенно-карбонатным постройкам битуминозных сланцев претерпело высокие стадии катагенеза, поэтому их нефтематеринское значение невелико. Однако в хорошо запечатанных органогенно-карбонатных постройках могут сохраниться не только газовые, но и небольшие нефтяные залежи, что требует дальнейшего изучения.

1. Перспективы нефтегазоносности верхнедевонско-каменноугольных отложений в северных и западных районах Урало-Поволжья тесно связаны с нефтегазоматеринским потенциалом верхнедевонско-турнейского комплекса. Для разных палеогеоморфологических элементов генетического ряда суша – островные дуги Урала этот потенциал различен как в качественном, так и в количественном отношении.
2. На стадии доразведки северных и западных районов Урало-Поволжья геолого-поисковые работы на нефть, газ и конденсат должны быть направлены на детальное изучение бортовых зон палеоархипелагов, предвизейских подводных палео-русел и их дельт (конусов выноса терригенного материала) особенно на северо-западном борту ККСВ, эрозионно-карстовых останцов верхнедевонско-турнейского комплекса, перекрытых глинистыми нижнекаменноугольными образованиями в зоне его предвизейского размыва.
3. В научном плане крайне необходима постановка комплексных исследований по проблеме “Строение верхнедевонско-турнейского палеошельфа в пределах Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Прикаспийской нефтегазоносных провинций”, тем более, что ее значение для перспектив этих территорий является доминирующим.
4. Карбонатные рампы крупных верхнедевонско-турнейских палеоархипелагов представлены в позднегерцинских парагенезах (Тулумбасовский барьер и Дуванские рифы в Среднем Приуралье) сообществом протяженных органогенно-карбонатных барьеров-валов (Лобановский, Киенгопский, Веслянский и др.) и параллельно им расположенных зон развития одиночных рифов. Последние наиболее перспективны на поиски высокоэтажных залежей УВ в верхнедевонско-турнейском карбонатном комплексе, так как благодаря своей структуре и наличию покрышек являются превосходными природными резервуарами. Из-за возможного снижения пластовых давлений относительно геостатического (на Забегаловском рифе на 3 МПа) эти резервуары требуют особых условий вскрытия и не исключено, что в ряде случаев ранее они не были обнаружены.

1. Давыдов Р. Б; Новичков В. А. О выделении Горьковской ветви Камско-Кинельской системы / В сб.: Новые данные по геологии и нефтеносности Ульяновской области.– М.: Труды Геолфонда РСФСР.– 1983.– С. 98–105.

2. Направления нефтепоисковых работ в области позднедевонско-турнейского шельфа на северо-востоке Русской плиты /В. М. Проворов, В. К. Серов, Э. В. Сапрыкин, К. С. Шершнев // Геология нефти и газа.– 1985.– № 6.– С. 11–16.

3. Проворов В. М. Структурно-фациальные зоны нефтегазонакопления в северных районах Урало-Поволжья.– М.: Труды ВНИГНИ.– Вып. 243.– 1982.– С. 3–15.

4. Проворов В. М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения // Геология нефти и газа.– 1988.– № 2.– С. 24–29.

5. Перспективы нефтегазоносности севера Урало-Поволжья по данным геохимии доманикитов / Т. В. Белоконь, Н. Г. Гецен, Т. А. Катаева и др. // Геология нефти и газа.– 1990.– № 3.– С. 20–23.

Hydrocarbon source potential of the Upper' Devonian-Tournaisian sequence Is different both in qualitative and quantitative respect for various paleogeo morphologic eie-ments of the genetic series "land – island arcs" in the Urals. The carbonate ramps of paleoarchipelagos, as in the Late Hercynian parageneses of the Middle Preurals, are represented by an association of barrier carbonate swells and zones of the development of promising single reefs aligned parallel to each other. Besides the Kamsko-Kinel depression, the presence of other systems of depressions enhance the petroleum prospectivity of the northern and western margins of the Volga-Urals region.

1 – беломорско-карельский фундамент;2 – осадочный комплекс Русской плиты; 3 – осадочно-магматический комплекс Уральских Кордильер; 4 – Тагило-Магнитогорский офиолитовый комплекс; 5 – зоны развития разновозрастных органогенно-карбонатных и рифогенных массивов; 6 – базальтовый комплекс Западно-Сибирской океанической плиты; 7 – вулканы; 8 – прибрежные бары, косы; 9 – направление поддвига Русской плиты; 10 – системы разломов и ослабленных зон фундамента

1 – Камско-Волжская система впадин; 2 – установленные и предполагаемые подводные Палеоплато; 3 – бортовые зоны палеоплато; 4 – Усть-Черемшанская и Сарайлинская впадины Камско-Кинельской системы; 5 – бортовые зоны, перспективные на поиски локальных структур; б – верхнедевонско-турнейские палеовыступы во внутренней зоне ККСВ; 7 – нефтяные месторождения; тектонические элементы: К – Котельнический свод, КК – Казанско-Кажимский авлакоген, СТ – Северо-Татарский свод, МВ – Мелекесская впадина, КС – Кузнецкая седловина, РСП – Рязано-Саратовский (Пачелмский) прогиб, ТС – Татарский свод