Наибольший интерес с этой точки зрения представляют битуминозные глины баженовской свиты мезозоя Западной Сибири и глинисто-кремнистые известняки и доломиты верхнего девона – турне востока Русской плиты. Однако если первые уже давно разрабатываются на Салымском и других месторождениях Западной Сибири, то вопрос о промышленном использовании доманикоидов Русской плиты остается пока открытым, несмотря на получение в ряде скважин при испытаниях значительных (десятки т/сут) притоков нефти. В связи с этим возникает вопрос об оценке реальных ресурсов УВ доманикоидных формаций Урало-Поволжья.

Для решения этой задачи в 1984–1986 гг. по заданию ГКНТ в ВО ИГиРГИ с участием научно-исследовательских организаций Миннефтегазпрома и Мингео в основных нефтедобывающих районах Волго-Уральской НГП (кроме Нижнего Поволжья) были проведены комплексные исследования.

Породы верхнедевонско-турнейской доманикоидной формации представляют собой четырехкомпонентную систему с преобладанием карбонатного материала (в среднем 70 %). Кроме того, присутствуют глинистое вещество и свободный кремнезем в концентрациях 10–15 %, а также ОВ сапропелевого типа с содержанием Сорг 3–5 %. В зависимости от относительного содержания отдельных компонентов порода классифицируется как глинисто-кремнистый известняк (или доломит), кремнеаргиллит, кремнистый мергель, силицит. Формационный анализ показал целесообразность выделения в отдельную доманиковую формацию доманикоидных отложений семилукского горизонта и объединения битуминозных пород бурегско(мендымско)-турнейского возраста в “депрессионную формацию доманикоидного типа” (О. М. Мкртчян и др., 1977 г.).

Доманикоидные отложения формировались в недокомпенсированных осадками впадинах и прогибах, возникавших на тех этапах геологического развития бассейна, когда скорости тектонических опускании превышали темп осадкообразования. Такая обстановка сложилась на востоке Русской плиты в семилукское (доманиковое) время с образованием обширной незагруженной палеовпадины, занявшей почти всю территорию современной Волжско-Камской антеклизы (рисунок). В последующее верхнедевонско-турнейское время размеры впадины постепенно сократились до относительно узких прогибов Камско-Кинельской системы. Доманиковый бассейн представлял собой эпиконтинентальный морской водоем глубиной 100–300 м нормальной солености. Высокое содержание ОВ связано с обогащением вод впадины зоопланктоном.

По мнению некоторых исследователей (Н.М. Страхов, З.Л. Маймин), присутствие в породе тонкорассеянного кремнезема препятствовало эмиграции УВ из нефтематеринской породы. В настоящее время, однако, этот процесс доказан не только визуально в шлифах путем определения положения битумоида по отношению к аутогенным минералам разновозрастной генерации, но и исследованиями условий распределения свободного кремнезема в доманикитах в зависимости от содержания ОВ.

Специфической особенностью генерации и миграции УВ доманикоидов является протекание этих процессов уже на стадии диагенеза. По мнению С.Г. Неручева (1986 г.), одной из причин ранней миграции является повышенная битуминизация исходного ОВ за счет дополнительного синтеза липидов [4]. Оттоку УВ способствовала также ранняя гидрофобизация пород, замедляющая ее литификацию. Движение УВ шло по трещинам, образовавшимся в результате тектонических движений и микрофлюидоразрывов.

Генерация и миграция УВ продолжались и на стадии катагенеза, достигнув апогея в термобарических условиях, соответствующих главной фазе нефтеобразования (стадии МК₁–МК₃), т. е. при погружении нефтематеринского осадка на глубину 1500–2000 м. В это время широкий размах получила вертикальная миграция флюидов по трещинам и нарушениям в осадочном чехле в результате движений позднегерцинской тектонической фазы. Главным источником нефти во всех продуктивных комплексах палеозоя Волго-Уральской НГП многие исследователи считают поэтому УВ, генерированные доманикоидной формацией. Так, по данным Л.X. Аминова и др. [1], доля продуцируемых домаником УВ оценивается в 85,7 % генерированных породами всего осадочного чехла Волго-Уральской НГП. К аналогичным выводам приходят К.Б. Аширов (1965 г.) и Е.С. Ларская [З].

Переходя к оценке ресурсов УВ доманикоидной формации, следует отметить, что теоретический “потолок” ресурсов определяется генерационным потенциалом нефтематеринских пород. Этот потенциал рассчитывается по методике С.Г. Неручева с учетом геохимических характеристик синбитумоидов. Для интересующей нас территории Волго-Уральской НГП он составляет 486,5•10⁹ т по ХБА (126,5•10⁹ т по УВ) и распределяется неравномерно как по площади, так и разрезу формации. Почти половина его приходится на центральные районы (Татария, Башкирия), в то время как значительно более обширные территории на юго-востоке (Куйбышевская и Оренбургская области) и на северо-западе (Пермская область, Удмуртия) характеризуются относительно пониженным генерационным потенциалом, что объясняется более благоприятными геохимическими условиями в центральных районах (содержание ОВ, ХБА, b).

По разрезу доманикоидной формации также наблюдается неравномерное распределение этого потенциала. От 56 до 98 % приходится на нефтематеринские породы семилукского горизонта. Аномально высокие значения генерационного потенциала отмечаются в бурегском горизонте (26 %) Пермской области и в фаменском ярусе (19 %) Татарии.

Исходя из нефтегенерационного потенциала, с учетом коэффициентов эмиграции (Кэ) и аккумуляции (Ка), можно в первом приближении объемно-генетическим методом оценить начальные потенциальные ресурсы доманикоидной формации. Принимая Кэ=0,3 и Ка=0,05, эти ресурсы распределяют по нефтедобывающим районам следующим образом: Башкирия – 33, Татария – 24, Куйбышевская и Оренбургская области – 14, Пермская область – 15, Удмуртская АССР – 14 %. Эти данные подтверждают ведущую роль центральных районов в процессах нефтеобразования и нефтенакопления в доманикоидах.

Прямым доказательством промышленной нефтеносности доманикоидов являются результаты их опробования в скважинах. Из опробованных на 1/1 1986 г. 1267 объектов в 717 притока не получено, в 327 обнаружена вода и в 223 – притоки нефти дебитом от 1 до 100 т/сут и более. Таким образом, коэффициент успешности близок к 20 %, причем испытания проводились, как правило, не целенаправленно, а как попутного объекта при разведке на терригенную толщу девона. Результаты опробования некоторых характерных объектов приведены в таблице.

На территории Татарии нефтеносные участки группируются в трех районах: на Альметьевской вершине Южно-Татарского свода (ЮТС), на северном склоне этого свода, обращенном к Нижнекамскому прогибу Камско-Кинельской системы (ККС), и на юго-восточном склоне Северо-Татарского свода (СТС). Здесь открыты месторождения Шийское, Шуганское, Бастрыкское и др. Дебиты в скважинах достигают 40–50 т/сут при фонтанировании (см. таблицу). Многочисленные промышленные нефтепроявления установлены в отложениях семилукского и бурегского горизонтов в сводовой части ЮТС (площади Миннибаевская, Березовская и др.).

Основные продуктивные пласты отмечены в отложениях самсоновского (верхнебурегского) горизонта. Большинство залежей приурочено к зонам флексур и разломов. Нефтескопления нередко принадлежат к структурно-литологическому типу. Коллекторы порово-трещинные и порово-карстово-трещинные с низкими полезной емкостью и флюидопроводимостью.

На территории Башкирии нефтеносность доманикоидов установлена как в платформенной части, преимущественно в Благовещенской впадине, так и в Бельской депрессии Предуральского прогиба. Из нефтеносных, в платформенной части следует отметить месторождения Охлебнинское, Сергеевское, Уршакское. Продуктивны в основном бурегские отложения и, кроме того, верхнефранские, фаменские и заволжские. Большая часть нефтескоплений приурочена к бортам Актаныш-Чишминского прогиба ККС.

В Бельской депрессии высокие притоки нефти (100–120 т/сут) получены в ее северной части, на площадях Табынской и Архангельской (см. таблицу). Коллекторы трещинного типа, причем трещины пронизывают всю карбонатную толщу верхнего девона – турне.

На юго-востоке ККС картина не столь однозначна. Наряду со сравнительно незначительным общим количеством нефтеносных участков и умеренными значениями нефтегенерационного потенциала на отдельных площадях получены высокие притоки. Так, на Долматовской площади (зона Самаркинских дислокаций в осевой части Муханово-Ероховского прогиба ККС) из бурегского горизонта приток нефти и воды составил 55 т/сут, а на той же площади из заволжского горизонта приток газового конденсата – 15 700 м³/сут. К востоку в пределах осевой части Муханово-Ероховского прогиба на Твердиловской площади дебит нефти из турнейских отложений равен 118 т/сут.

Высокие притоки флюидов при крайне низкой их поровой проницаемости однозначно свидетельствуют о доминирующей роли трещиноватости в процессах нефтеотдачи. Е.Я. Суровиков (1981 г.) обосновал зависимость между тектонической трещиноватостью (линеаментами) и нефтеносностью доманикоидов путем построения графика удельных плотностей линеаментов в пределах нефтеносных зон. При этом выяснилось, что наиболее тесная связь наблюдается при умеренных удельных плотностях 0,15–0,25 м/км². Это объясняется тем, что при очень высоких плотностях ухудшаются экранирующие свойства покрышек, а при очень низких не формируется достаточная флюидопроводимость пород (Р.С. Шайхутдинов, 1984 г.).

Исходя из фактических данных о нефтеносности доманикоидов, а также из результатов анализа условий нефтеобразования и нефтенакопления, в пределах изученной территории Волго-Уральской НГП выделены зоны, представляющие наибольший интерес для постановки поисково-разведочных работ в отложениях доманикоидной и сопряженных одновозрастных карбонатных формаций. Зона I–IA охватывает большую часть территории платформенной Башкирии и северную часть Бельской депрессии; зона II-IIA приурочена к Альметьевской вершине ЮТС и к юго-восточному склону СТС; зона III располагается в Куйбышевско-Оренбургском Поволжье, в пределах осевой части и бортов Муханово-Ероховского прогиба; зона IV занимает центральную и северную части Пермской области (см. рисунок).

В пределах выделенных зон, где имеются достаточно изученные залежи нефти, которые могут быть использованы в качестве эталонных участков, был выполнен подсчет геологических ресурсов категории С₃+D методом сравнительных геологических аналогий.

В Башкирии этим методом оценена значительная территория в Благовещенской впадине и в Бирской седловине (эталоны-месторождения: Охлебнинское, Уршакское, Ильинское, Сергеевское, Чермасанское), в Татарии – на Альметьевской вершине ЮТС (эталон Березовское месторождение), в Куйбышевско-Оренбургском Поволжье и осевой части Муханово-Ероховского прогиба – от Долматовского месторождения до Твердиловского. Ресурсы, оцененные методом сравнительных геологических аналогий, составляют около 30 % от начальных потенциальных ресурсов, установленных объемно-генетическим методом.

Представление о долевом участии доманикоидов в ресурсах УВ Волго-Уральской НГП дают следующие цифры: начальные суммарные ресурсы (НСР) этой формации составляют 24 % НСР верхнедевонско-турнейского комплекса и 9 % НСР всего палеозойского карбонатного комплекса провинции.

Однако, как уже говорилось выше, этот источник используется пока значительно ниже своих возможностей. Основной причиной такого положения следует считать сложность освоения низкопроницаемых карбонатных резервуаров, усугубляющуюся для доманикоидов присутствием глинистого и кремнистого вещества в пустотном пространстве, а также высокой степенью литологической неоднородности, связанной с особенностями их формирования. Как уже указывалось, флюидопроводимость создается в основном трещиноватостью, формирующей малоемкие разобщенные резервуары, в результате чего даже очень высокие начальные дебиты быстро затухают, а скважины, пробуренные на небольшом расстоянии от высокодебитных, дают низкие притоки или оказываются “сухими”. Естественно, что разведка и разработка подобных резервуаров стандартными методами сталкиваются с большими трудностями, резко ограничивающими практические возможности использования доманикоидов и не позволяющими рекомендовать их в настоящее время в качестве самостоятельного объекта.

Определенные трудности при оценке качества резервуаров создает одновременное присутствие битуминозного и глинистого вещества, поскольку это не позволяет использовать для определения глинистости данные гамма-каротажа. Решение этой задачи может быть найдено с помощью спектрометрии гамма-излучения с выделением урана, тория и ⁴⁰К (методика ПермНИПИнефти, 1985 г.). Следует также широко внедрять методы, которые направлены на выявление зон трещиноватости и на прогнозирование подвижных флюидов в породе. Для этих целей весьма перспективно комплексирование широкополосного низкочастотного акустического каротажа (АКШ), ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), и стандартного электрического (КС). Данные АКШ с использованием фазокорреляционных диаграмм позволяют выделять зоны открытой трещиноватости, а ЯМК – диагностировать заполнение пустотного пространства коллекторов подвижными флюидами.

С учетом вышесказанного рекомендуется вести поиски и разведку на нефть в отложениях доманикоидной формации в два этапа: на первом следует отработать рациональный комплекс исследований, используя для этой цели скважины, бурящиеся и пробуренные на терригенную толщу девона, в основном путем возврата на перспективные интервалы в разрезе доманикоидной формации, на втором можно планировать и проводить целенаправленные работы, размещая скважины в пределах выделенных перспективных зон.

1. Анализ схем формирования месторождений и прогноз нефтегазоносных структур / Л.З. Аминов, Г.А. Амосов, М.Д. Белонин и др.– М.: Недра.– 1977.
2. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам.– М.: Недра.–1980.
3. Ларская Е.С. Диагностика и методы изучения нефтематеринских толщ.– М.: Недра.–1983.
4. Нефтегазообразование в отложениях доманикового типа/С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина, Г.М. Парпарова и др.– Л.: Недра.–1986.

High-bituminous argillo-siliceous carbonate deposits of domanik formation (DF) occurring within paleodepressions and downwarps in the east of the Russian platform are treated by many investigators as a main source of oil and gas in the Volga-Ural province. On the basis of combined geological-geochemical analysis of the conditions of hydrocarbon generation and formation of pools, the total petroleum-generating potential of DF is estimated at 126 billion tons of liquid hydrocarbons. For the first time, a quantitative evaluation of initial ultimate hydrocarbon resources of DF reservoirs is made with regard to the results of testing more than 1,000 objectes. They account for about 25 % of the overall resources contained in the Upper Devonian-Tournaisian complex of the Volga-Ural province. Promising zones are identified and recommendations for improving exploration methods are proposed.

Границы: 1 – геоструктур I порядка (по Р.О. Хачатряну), 2 – доманиковой некомпенсированной впадины, 3 – доманиковой фации заволжского горизонта в прогибах ККС; притоки нефти с дебитом (т/сут): 4–<10, 5–11–50, 6– >50; 7 – перспективные зоны. Площади: а – Искорская, б – Шийская, в – Бастрыкская, г – Березовская, д – Миннибаевская, е – Долматовская, ж – Твердиловская, з – Сергеевская, и – Уршакская, к – Табынская, л – Охлеб-нинская, м – Благовещенская.