Гидродинамические условия являются важнейшим фактором формирования, пространственного распределения, сохранения и разрушения залежей нефти и газа. УВ-скопления генетически и гидравлически связаны с контролирующими их водонапорными системами и могут длительно существовать лишь в определенной гидродинамической обстановке. Проблема связи нефтегазоносности недр с их гидродинамической (барической) обстановкой подробно освещена в работах [3, 5]. В настоящей статье она рассматривается применительно к Тимано-Печорской провинции (ТПП).

По особенностям распределения пластовых давлений в подземной гидросфере выделяются три гидродинамические зоны (сверху вниз): I – гидростатических, II – переходных и III – литостатических давлений [1]. В верхней зоне давление обусловлено гидростатическим напором подземных вод из областей инфильтрационного питания, и по темпам их движения зона делится на подзоны активного (IA), затрудненного (IБ) и весьма затрудненного (IВ) водообмена. В нижней зоне давление создается главным образом литостатической силой и эндогенными источниками. Средняя зона представлена интервалом разреза, в котором релакси-руется энергия, привносимая восходящими газожидкими флюидами из нижней зоны, и характеризуется давлениями, переходными от гидростатических к литостатическим. Она подразделяется на две подзоны [2]: IIА – верхнюю, буферную (максимального уплотнения пород), и IIБ – нижнюю, переменного сверхгидростатического давления (разуплотнения пород).

Опыт поискового и разведочного бурения показывает, что существует отчетливая связь нефтегазоносности недр с вертикальной гидродинамической зональностью. Основные разведанные запасы жидких и газообразных УВ приурочены к подзоне IB, где существуют наиболее благоприятные гидродинамические, геотермические и гидрохимические условия для образования и сохранения скоплений УВ. Косвенно эта связь подтверждается и распределением разведанных запасов и геологических масс УВ по интервалам глубин.

Вверх по разрезу от подзоны IB динамическая и химическая активность подземных вод увеличивается и условия существования скоплений УВ ухудшаются, происходит все более интенсивное их рассеяние, механическое и биохимическое разрушение. Как правило, в подзонах IБ и IA резко преобладают окисленные тяжелые нефти и битумы.

В зоне II уже само господство восходящих флюидов и нарушенность потенциальных покрышек вследствие разуплотнения и естественного флюидоразрыва в условиях фоновых сверхгидростатических давлений (СГСД) не способствуют обособлению и существованию промышленных залежей УВ [3–5]. Обнаружение в этой зоне промышленных залежей УВ наиболее вероятно в молодых кайнозойских осадках областей альпийского тектогенеза, где имеются мощные соленосные и эластичные глинистые толщи, продолжаются процессы уплотнения отложений и активного перераспределения УВ-флюидов по разрезу. На древних платформах с чехлом палеозойских и мезозойских пород сохранение промышленных скоплений УВ возможно либо под галлогенными покрышками, либо под глинами, не утратившими пластичности.

В зоне III с восходящими газожидкими флюидами, постоянной вероятностью естественного флюидоразрыва пород и экстремально высокой растворимостью УВ в воде существование залежей невозможно. Верхняя граница литостатической зоны является глубинным гидродинамическим ограничителем нефтегазоносности [4, 5].

Подавляющее большинство скважин, пробуренных здесь на нефть и газ, не вышло из зоны гидростатических давлений. Зона II уверенно установлена лишь на восьми площадях: Лаявожской, Харьягинской, Возейской (Печоро-Колвинский авлакоген), Баганской, Среднемакарихинской (Хорейверская впадина), Северо-Сарембойской (Варандей-Адзьвинская структурная зона), Кочмесской (Косью-Роговская впадина) и Вуктыльской (Верхнепечорская впадина).

Имеющиеся материалы показывают, что толщина зоны гидростатических давлений в провинции изменяется от 3 до 5,5 км. Она наименьшая в северных районах, где распространены мезозойские (триас – мел) и кайнозойские отложения, и максимальная – в районах незначительного развития последних, малой их толщины или полного отсутствия. На рис. 1 показаны гидродинамическая зональность и нефтегазоносность отдельных площадей ТПП.

Подзона IA в большинстве районов прослеживается до глубин 150–250 м, но на Тимане, Омра-Сойвинском выступе, Среднепечорском и Воркутинском поперечных поднятиях, юге Печоро-Кожвинского мегавала и на ряде других положительных структур ее толщина увеличивается до 300– 400 м. Максимальную величину (500–700 м) эта подзона имеет на западном склоне Урала, причем ее нижняя граница расположена здесь на более низких абсолютных отметках, чем в Предуральском прогибе. При прочих равных условиях эта подзона имеет наибольшую толщину на участках выхода на поверхность или неглубокого залегания палеозойских карбонатных пород.

Нижняя граница подзоны IБ проводится в значительной мере условно, в основном по гидрохимическим данным. В Печорской синеклизе и Предуральском прогибе она располагается на глубинах 0,8–1,4 км, на Урале погружается до 4 км. Толщина подзоны значительно уменьшается при сравнительно неглубоком залегании региональных флюидоупоров, обеспечивающих гидравлическую изоляцию нижележащих толщ и создание в них обстановки весьма затрудненного водообмена. Подзона IB располагается в интервале глубин от 0,8–5,5 км. На Омра-Сойвинском выступе и северо-восточном склоне Южного Тимана она залегает наиболее близко к земной поверхности, нередко сразу под региональным нижнефранским флюидоупором. На западном склоне Урала ее нижняя граница, по ориентировочной оценке, опускается до 9 км.

Выделение в ТПП подзоны IIА, характеризующейся максимальным уплотнением пород, в настоящее время затруднительно из-за отсутствия достаточных данных о распределении по разрезу плотности, пористости и проницаемости. Очевидно, на Харьягинской площади буферный интервал располагается в карбонатно-терригенной толще ранне-позднефранского возраста толщиной до 400 м, на Лаявожской он совпадает с нижнефранским глинистым флюидоупорным комплексом толщиной до 260 м, на Вуктыльской – в глинисто-карбонатной толще турнейского яруса, а на Кочмесской – в сульфатно-доломитовых силурийских образованиях. Вероятно, толщина буферного интервала достигает здесь 300–400 м.

Подзона IIБ исследована на восьми упомянутых ранее площадях. Породам свойственно здесь общее уплотнение, на фоне которого отмечается локальное или зональное разуплотнение. Скважины дают притоки воды, газа, нефти, но очень часто встречаются “сухие” интервалы (с дебитом жидкости менее 3 м³ /сут). На участках разуплотнения пород получены фонтанные притоки газонасыщенных вод с дебитом до 700–1000 м³/сут (Лаявожская площадь). Во вскрытой части мезозоны зарегистрированы давления с общими градиентами 1,2–1,9 МПа/100 м. Однако на одном гипсометрическом уровне наряду с СГСД встречаются и нормальные гидростатические давления с градиентами 1,1 –1,15 МПа/100 м (Возейская, Вуктыльская площади), что свидетельствует о сложной конфигурации верхней границы мезозоны.

В ТПП отмечается следующее распределение УВ-скоплений по гидродинамическим зонам и подзонам. В подзоне IA на ряде площадей обнаружены нефте- и газопроявления, являющиеся следствием вертикальной миграции УВ. На Нямедьском газовом месторождении (Южный Тиман) в верхней части разреза к контакту верхнедевонских и визейских известняков и доломитов приурочены вкрапления и импрегнации асфальтита, который образовался в результате миграции УВ из залежей в поддоманиковых отложениях и последующего преобразования нефти.

В подзоне IБ кроме нефте- и газопроявлений, обнаружены и залежи (в том числе небольшие промышленные), например, нефтяные на Мичаюском, Лемьюском, Югидском, Харьягинском месторождениях и ряде других площадей. УВ представлены здесь преимущественно тяжелой нефтью и битумонефтью. В этой подзоне расположено и известное Ярегское месторождение окисленной тяжелой нефти (глубина от 120 до 200 м). На Печоро-Кожвинском месторождении в уфимских отложениях в интервале глубин 550–570 м выявлена газовая залежь.

К подзоне IB приурочено подавляющее большинство залежей УВ различного фазового состояния, в том числе на таких крупных месторождениях, как Вуктыльское и Лаявожское нефтегазо-конденсатные, Усинское, Возейское, Харьягинское, Торавейское, Варандейское, Западно-Тэбукское, Южно-Хыльчуюское нефтяные. В верхней части подзоны встречены в основном скопления тяжелых нефтей и битумонефтей (Торавейское, Южно-Торавейское, Варандейское, Усинское, Западно-Тэбукское и др.).

В зоне II наблюдались нефте- и газопроявления. На двух площадях (Вуктыльской и Кочмесской) встречены непромышленные высоконапорные газовые залежи соответственно в верхнефаменско-турнейских (на глубинах 5092 и 5437 м) и ордо-викских (5629 м) отложениях. На Вуктыле начальные дебиты газа достигали 350–500 тыс. м³/сут, но вскоре многократно сократились, что свидетельствует об ограниченности запасов. На Кочмесе дебит газа оценивался в 0,8–1 млн. м³/сут, фонтанирование прекратилось через 64 ч работы, вероятно, из-за пережима ствола скважины вследствие течения каменной соли.

Тенденция максимального накопления газа (свободного и газовых шапок) прослеживается в интервалах 1,5–3 км (около 61 %) и 3–4,5 км (около 35 %, см. рис. 2); практически весь этот диапазон глубин относится к подзоне IB. Сосредоточение основных запасов газового конденсата (61 %) в интервале 3–4,5 км, как и размещение здесь значительной доли запасов газа, обусловлено глубоким расположением основной залежи на крупном Вуктыльском НГКМ.

Основная масса нефти (78 % запасов) находится на глубинах до 3 км, причем в интервале 0,1–1,5 км, принадлежащем подзоне IБ и верхней части подзоны IB, где резко преобладают тяжелые нефти. Доля запасов нефти в интервале 3–4,5 км также достаточно высока (22 %), но лишь небольшая часть их относится к мезозоне, где выявлено 4,9 % нефти и 8,4 % растворенного в ней газа от общих геологических запасов.

1. Ежов Ю.А., Лысенин Г.П. Вертикальная гидродинамическая зональность земной коры // Советская геология.– 1986.–№ 8.–С. 111 – 120.
2. Ежов Ю.А., Лысенин Г.П. Значение зоны переходных давлений в подземной гидросфере // Советская геология.– 1988.– № 8.–С. 107–114
3. Колодий В.В. Сверхгидростатические пластовые давления и нефтегазоносность // Советская геология.– 1981.– № 6.– С. 21–30.
4. Лысенин Г.П., Ежов Ю.А. Значение гидродинамической теории для оценки перспектив нефтегазоносности недр // Ежегодник Ин-та геол. и геохим. УНЦ АН СССР, 1985 г.– Свердловск.– 1986.– С. 30–33.
5. Лысенин Г.П., Ежов Ю.А. Гидрогеодинамическая обусловленность нефтегазоносности // Геология нефти и газа.– 1987.– № 3.– С. 30–35.

The relationship between the petroleum potential of the subsurface and its hydrodynamic zonation is considered with special emphasis on the Timan-Pechora province. The interval which is the most prospective for the search for oil and gas in traps of different types has been identified on the basis of the analysis of baric conditions within the section of the province sedimentary cover.

Залежи: 1 – газовая 2 – газоконденсатная 3 – нефтегазоконденсатная 4 – нефтяная 5 – непромышленное газовое скопление Давления р_угс – условное гидростатическое, р_ф–усредненное фактическое гидродинамические зоны давлении I – гидростатических (подзоны водообмена IА– активного IБ – затрудненного) II – переходных (подзоны СГСД IIА – буферная IIБ – переменная)