В последние десятилетия Тагильско-Магнитогорский прогиб Урала вызывает интерес как потенциальный нефтегазоносный бассейн нового типа [2,5]. Г.Ф. Червяковский [4], Э.М. Халимов, А.Д. Надежкин, А.Я. Виссарионова, Р.А. Камалетдинов [2], Л.В. Шаронов [5] и другие исследователи относят его к тектонической структуре типа межгорных впадин, которые во многих складчатых областях образуют нефтегазоносные бассейны. По данным К.О. Соборнова этот прогиб имеет аллохтонную природу [3].

Перспективы нефтегазоносности Магнитогорской части прогиба подтверждаются нефтегазопроявлениями, обнаруженными как на поверхности, так и в скважинах [1,2]. О возможной нефтегазоносности и закрытости структур говорят и гидрогеологические условия площади. Здесь развиты воды хлорнатриевого и хлоркальциевого состава, очень сходные с водами известных нефтяных месторождений Урало-Поволжья [1].

Проявления нефти и газа в Тагильском мегасинклинорий известны давно. Газопроявления в Тагильском дунитовом массиве впервые описал Г.Н. Фредерикс (1926). По-видимому, об этих же проявлениях горючего газа упоминали И.М. Губкин в 1932 г. [5] и А.А. Черепенников (1936). Последний отметил присутствие в этих газах метана и тяжелых УВ. Позднее сведения о нефтегазопроявлениях в Тагильском мегасинклинорий были обобщены в работе В.К. Шихмуратова (1967), где он отмечал, что капли жидкой нефти и твердые битумы встречены в керне скважин бокситового месторождения Красная Шапочка в 1939 г. Причем, как указывал Н.И. Каржавин (1939), на некоторых участках жидкая нефть пропитывала весь бокситовый пласт, а в перекрывающих его эйфельских известняках она наблюдалась в виде капелек и примазок в кавернах и трещинах. В 1942 г. в этом же районе каждая десятая скважина в известняках дала примазки жидкой нефти, а каждая третья - твердые битумы. Твердые и вязкие битумы известны также в обнажениях пород по берегам рек Вагран, Колонка, Сосьва, Тура, Лобва, Каква, Реж, Нейва, Бобровка, Ивдель и др. Кроме того, В.К. Шихмуратов упоминает о линзах, включениях и примазках твердых, полужидких и жидких каплях битумов среди обнажений среднепалеозойских осадочно-вулканогенных пород бассейна р. Щучья.

В 1989-1991 гг. в результате работ, проведенных Северной ГРЭ в северной части Ивдельской мегасинклинали на территории Маньинской (Вижай-Усть-Маньинской) синклинальной структуры, в каменноугольных отложениях была выявлена Маньинская зона нефтебитумопроявлений, расположенная в 90 км к северу от Ивделя (рис. 1).

Впервые нефтебитумопроявления обнаружены в скв. 122, расположенной в истоке р. Малая Манья и имеющей глубину 296,7 м. По всей скважине, вскрывшей турнейские темно-серые и черные известняки с прослоями аргиллитов и алевролитов, фиксируются выделения жидкого и густого битума по трещинам и кавернам, особенно обильные в интервале 175,6-190,8 м, где также отмечались и выпоты жидкой нефти из керна. Характер битумов эпигенетический, со следами перемещений, битумы нефтяного типа А с трещинной пятнистой битуминозной текстурой содержат значительное количество масляных фракций (18,3-35,2%) и нейтральных компонентов (Шаронов Л.В. и др., 1978). Общий выход битума (по 194 анализам ЛТН УПГО) составляет 0,50-28,76%. По предварительным данным битумы относятся к мальтам.

Пройденные в 1989 г. три профиля скважин (через 400 м) глубиной 50 м, единично - до 100 м, позволили выявить, что нефтебитумы распространены в турнейских известняках, включающих прослои аргиллитов, алевролитов и сланцев, на площади 800x1200 м. Эта площадь не оконтурена по простиранию, с запада ограничена мощным телом диабазов и диабазовых порфиритов, с которым осадочные турнейские отложения имеют крутой тектонический контакт (см. рис. 1). Наличие этого разлома на западной границе изученного участка, очень крутое западное падение пород и характер нефтебитумов - все это свидетельствует об аллохтонности последних и является показателем миграции нефти.

Прогнозные ресурсы нефтебитумов категории Р₁ в объеме участка (270x1200 м при толщине от 2,0 до 41,4 м) при среднем содержании нефтебитумов 6,37% были оценены в 1,15 млн. т. Общие ресурсы нефтебитумов в изученном на сегодняшний день объеме участка (800x1200 м, глубина 300 м) составляют около 20 млн т при среднем содержании нефтебитумов 2,74%. Характер выделения нефтебитумов (от твердых до жидких) свидетельствует о длительном существовании разрушающейся нефтяной залежи и ее наличии и в настоящее время, так как миграция жидких битумов продолжается. Вероятнее всего, нефтематеринскими породами являются девонские и каменноугольные образования, сложенные известняками, мергелями, аргиллитами и алевролитами, обычно сильно битуминозными. По предварительным расчетам (с учетом пройденного в 2 км южнее Маньинского нефтебитумопроявления Котлийского сейсмического профиля, рис. 2) общая толщина каменноугольных отложений составляет в этой части более 1 км, а с учетом подстилающих их девонских отложений потенциально продуктивная толща достигает нескольких километров. Таким образом, объем нефтематеринских пород вполне достаточен для генерации такого количества жидких УВ, которого хватило бы для формирования значительных нефтяных месторождений.

Маньинский участок характеризуется стратиграфическими несогласиями и крутопадающими разломами. На их пересечении развиты трещиноватость и повышенная проницаемость пород, что создает благоприятные условия для миграции УВ. При наличии стратиграфических и тектонических выклиниваний пород и замещения трещиноватых коллекторов (известняки, песчаники) непроницаемыми образованиями, играющими роль покрышек, образуются условия для скопления залежей УВ. В разрезе района присутствуют пачки пород достаточной толщины, способные препятствовать вертикальной миграции и разрушению залежей нефти и газа. Это пачки аргиллитов, уплотненных алевролитов, сланцев, часто глинистых, толщиной 20-50 м и более, покровы диабазов и диабазовых порфиритов толщиной до 500 м и более.

В пределах Маньинской площади известно несколько благоприятных структур. Так, к западу от Маньинской зоны нефтебитумопроявлений расположена площадь, где под мощным покровом диабазов и диабазовых порфиритов каменноугольного возраста (предположительно граница нижнего и верхнего турне), возможно, сформировались и сохранились нефтяные залежи. Вероятно, они имеют многоэтажное строение в связи с чередованием коллекторов (известняки трещиноватые, кавернозные, закарстованные, древние рифы, песчаники) и непроницаемых покрышек (аргиллиты, сланцы глинистые). При выявленной площади покрова диабазов и диабазовых порфиритов 20 км² и предполагаемой многоэтажности строения нефтевмещающих структур на этой площади можно ожидать среднее по размерам месторождение жидких УВ.

Надвинутые в западном направлении силурийские толщи вулканитов перекрывают каменноугольные отложения восточного крыла Маньинской (Вижай-Усть-Маньинской) синклинали, представленные чередованием нижне-турнейских алевролитов, аргиллитов и темно-серых интенсивно битуминозных известняков, имеющих в этой части структуры сравнительно пологое западное падение. В нижнем (автохтонном) крыле надвига могут быть благоприятные условия для образования нефтяных залежей. Площадь надвинутого на турнейские отложения блока до глубины 2000 м составляет 120 км² и при ожидаемом многоэтажном строении нефтяных залежей позволяет прогнозировать залежь со значительными по объемам ресурсами жидких УВ.

С целью изучения геологического строения недр на Маньинской площади Северной ГРЭ в 1993 г. начато бурение скв. 101 и 103 глубинного геологического картирования. Скв. 101 заложена западнее Маньинской зоны нефтебитумопроявлений (см. рис. 1). Нефть ожидалась под диабазами и диабазовыми порфиритами в известняках либо в ловушках неантиклинального типа, где нефтевмещающие известняки перекрываются флюидоупорами, сложенными сланцами и аргиллитами, и упираются по восстанию в тектоническое разрывное нарушение. Проектная глубина скважины 2000 м. Скв. 103 забурена в средней части Котлийского сейсмопрофиля (см. рис. 1, рис. 2) в целях вскрытия всего разреза карбона до интрузии диоритов или верхнедевонских отложений. Предполагались возможное прослеживание диабазовых силлов по падению и наличие под ними УВ, а также углей, вскрытых вблизи поверхности. Скважина проектировалась до глубины 1500 м.

Нижний комплекс пород, вскрытый в скв. 103, отличается преобладанием в разрезе прослоев и пластов карбонатных пород, перемежающихся с прослоями кремнистых высокобитуминозных глинисто-известняковых сланцев. Такие типы разрезов также присущи и краевым частям рифогенно-карбонатных массивов бортовых зон, со структурами облекания которых, например в Камско-Кинельской системе прогибов, связано подавляющее число месторождений нефти.

Высокое содержание рассеянного органического вещества гумусово-сапропелевого и сапропелево-гумусового типа, присутствие тяжелых гомологов глубокосорбированных газообразных УВ в осадочных породах позволяют условно отнести их к нефтегазоматеринским. По своей комплексной геолого-геохимической характеристике вскрытые скважиной породы уверенно сопоставляются с широко известными нефтегазоматеринскими породами. Большая толщина данного комплекса в несколько сотен метров свидетельствует об его огромном нефтегазоматеринском потенциале. Наличие большого числа трещин, разрывов сплошности осадочного комплекса способствовало вертикальной миграции нефти и газа. Часто встречаемые включения нефти в трещинах и кавернах пород являются следствием этих миграционных процессов, приведших к образованию уникального Маньинского месторождения битумов. Кроме того, в скв. 103 с глубины 408,8 м в керне турнейских доломитов отмечены выпоты не только темно-коричневой битуминозной жидкости, но и легкой светло-коричневой нефти.

Таким образом, рифогенно-карбонатный массив, краевая часть которого вскрыта скв. 103, может содержать нефтяную залежь при условии существования глинисто-карбонатной покрышки, предохраняющей ее от разрушающего воздействия поверхностных вод. Для решения этих вопросов рекомендовано провести детальные сейсмические исследования МОГТ по картированию рифа, выбору места заложения поисковой скважины и определению ее глубины. Подобные сейсмические исследования целесообразно провести и в районе скв. 101, где диабазовая покрышка может предохранять от разрушения имеющиеся структурные и неструктурные залежи нефти.

1. Камалетдинов М.А., Камалетдинов Р.А., Зуфарова Н.А. Перспективы нефтегазоносности Магнитогорского синклинория // Мат. совещ. "Итоги геологоразведочных работ на нефть и газ в Башкирии за 1971-1973 годы и меры по повышению их эффективности"; Уфа, 1974, 16-18 апр. - Уфа, 1974.
2. Основные направления нефтепоисковых работ в Башкирии на 1972-й и последующие годы: Тр. ВНИГНИ / Э.М. Халимов, А.Д. Надежкин, А.Я. Виссарионова, Р.А. Камалетдинов. - Пермь, 1973. - Вып. 123. - С.44-51.
3. Соборнов К.О. Структурные элементы уральского пояса надвигов и его нефтегазоносность // Геология нефти и газа. - 1996. - № 3. -С.12-19.
4. Червяковский Г.Ф. Внутренние межгорные и предгорные прогибы Уральской среднепалеозойской геосинклинали и выполняющие их отложения // Вопросы тектоники Урала, ст.1: Тр. Ин-та геологии и геохимии УНЦ АН СССР. - Свердловск, 1971. - Вып. 92.
5. Шаронов Л.В. Эвгеосинклинальные нефтегазоносные бассейны Урала // Мат. XIII научно-технической конференции Пермского политехнического ин-та; 1973, март-апрель. - Пермь, 1973. -С.4-9.

Рис.1. ОБЗОРНАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА РАЙОНА МАНЬИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БИТУМОВ (по Киркину Э. В., Ишутко М. К. и др., 1982)

1 - известняки от светло-серых рифогенных до темно-серых битуминозных кремнистых, иногда мергелистых; 2 - предполагаемые бокситоносные горизонты; 3 - нерасчлененная толща турне-визейского возраста - аргиллиты, алевролиты, тонкозернистые песчаники, туфогравелиты, туфы основного состава; 4 - каменный уголь; 5 - сланцы кремнистые, глинисто-кремнистые и радиоляриевые породы; 6 - песчаники и туфопесчаники, туфоалевролиты и алевролиты, туффиты с прослоями конгломератов; 7 - туффиты известковистые; 8 - порфириты субщелочных базальтоидов (от трахибазальтов до трахи-андезитов); 9 - туфы порфиритов субщелочных базальтоидов; 10 - базальтовые, андезито-базальтовые порфириты; 11 - диабазы; 12 - разрывные нарушения; 13 - контакты геологических комплексов и пород; 14 - Маньинская зона нефтебитумопроявлений; 15 - скважина: а - поисковая, б - глубинного геологического картирования; 16 - контур промышленных содержаний битумов; 17 - линия геологического профиля

Рис.2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ РАЙОНА МАНЬИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БИТУМОВ

1 - алевролиты; 2 - песчаники; 3 - сланцы; 4 - известняки; 5 - каменный уголь; 6 - диабазы, диабазовые порфириты; 7 - зоны порово-трещинных проявлений твердых, вязких и жидких битумов; 8 - диориты; 9 - разрывные нарушения; 10 - скважины: а - поисковая, б - глубинного геологического картирования; цифры в кружках - средняя плотность вещественных комплексов, г/см³