На Вуктылском месторождении основное скопление газоконденсата приурочено к пермским и каменноугольным карбонатным отложениям, дислоцированным в виде узкой, протяженной антиклинальной складки, ограниченной с запада тектоническим нарушением типа надвига. Эта массивная залежь имеет оторочку из легкой нефти. В поднадвиговой части структуры выявлены залежи нефти в образованиях нижней перми и газоконденсата - в карбонатах турнейского возраста.

По данным геолого-геохимических исследований, проведенных сотрудниками НПО Комигазпрома и Коми филиала ВНИИГаза [1, 7], сложилось представление, что газоконденсаты верхней пермо-карбоновой (основной) и нижней турнейской залежей имеют единый источник, а нефтяная оторочка первой образовалась вследствие выпадения жидкого флюида из газового раствора, поднимающегося из более глубоких горизонтов осадочной толщи Верхнепечорской впадины. Вместе с тем формирование верхней газоконденсатной залежи Вуктыла происходило, возможно, благодаря латеральной миграции УВ из нижнепермских толщ в более погруженных зонах [3, 6] и растворению нефти первичной залежи в больших объемах газа, поступавшего не только из пермских, но и из более древних отложений [2].

Полученные нами данные подтверждают мнение о сходстве углеводородного состава газоконденсатов и нефтей верхнего и нижнего структурных этажей Вуктыла ( табл. 1 ), а распределение концентраций изопреноидов С₁₄-С₂₀ показывает близость углеводородных составов этих флюидов. Некоторые различия между конденсатами основной и турнейской залежи заключаются в концентрационном распределении УВ. Конденсаты верхней залежи по своему фракционному составу легкие, с преобладанием УВ С₆-С₁₄ при очень незначительном содержании УВ С₁₄-С₃₀. Для фракции С₆-С₁₄ характерно направленное и существенное уменьшение концентрации насыщенных УВ по мере увеличения их молекулярной массы. В конденсатах турнейских отложений, а также в нефтях оторочки основной залежи наблюдается вся гамма УВ от С₆ до С₃₀ с плавным снижением концентрации по мере роста числа атомов С в молекуле.

В настоящее время можно считать установленным, что среди газоконденсатов имеются две основные геохимические разновидности - первичные газоконденсаты, образовавшиеся непосредственно из РОВ пород на высоких стадиях его катагенеза (Ж, К, ОС по шкале углефикации), и вторичные, формирующиеся вследствие растворения легких фракций нефти газонефтяных залежей в газе. Первые газоконденсатные системы чаще всего не имеют нефтяных оторочек, а для вторых они служат одним из определяющих признаков.

При установлении типа газоконденсатных систем Вуктылского месторождения использованы некоторые параметры углеводородного состава фракции C₆-С₇ бензиновой части конденсатов и нефтей (см. табл. 1 ), предложенные В.А. Чахмахчевым и Т.Л. Виноградовой [8] в качестве критериев прогноза фазовых состояний УВ. Поля значений этих параметров, характерные для первичных и вторичных газоконденсатов, изображены на рисунке. Все изученные нами конденсаты и нефти Вуктыла по величинам указанных параметров попадают в область вторичных газоконденсатов и нефтей (нижние поля, см. рисунок , А, Б), или в переходную зону (см. рисунок , В, Г). Для сравнения нанесены данные анализов бензинов нефтей Пашнинского месторождения, расположенного вблизи западной бортовой зоны Верхнепечорской впадины. По большинству показателей углеводородного состава (за исключением отношения циклогексана к метилциклопентану) бензины девонских и пермских нефтей этого месторождения не отличаются от нефтей и конденсатов Вуктылского. На основании приведенных материалов можно предполагать, что залежи газоконденсата в турнейских отложениях поднадвиговой части Вуктылской структуры, находящиеся на глубинах 5000 м и более, могут иметь такие же нефтяные оторочки, как и основная залежь газоконденсата в породах пермо-карбона; более того, нельзя исключать и возможность обнаружения в северных районах Верхнепечорской впадины в пермских и каменноугольных образованиях на глубинах 4500-5000 м даже нефтяных или газоконденсатнонефтяных залежей. О правомерности такого предположения свидетельствуют небольшие проявления нефти из скв. 41 и 42 Вуктылских на глубинах более 5200 м.

Для выявления возможных источников генерации нефтей и конденсатов проведено исследование углеводородного состава битумоидов палеозойских (от силура до нижней перми) пород Вуктылской площади. Были сопоставлены составы нефтей, конденсатов и ОВ пород по характеру распределения нормальных и изопреноидных алканов УВ С₁₄-С₃₀, отношениям пристана и фитана и суммы этих изопреноидов к сумме н-алканов С₁₇+С₁₈. Как известно, эти отношения часто применяются в качестве генетических показателей при корреляции нефтей и их сопоставлении с битумоидами нефтематеринских пород [4].

Анализ основных углеводородных показателей сингенетичных битумоидов ( табл. 2 ) свидетельствует о том, что типичное для газоконденсатов Вуктыла соотношение УВ было встречено в битумоидах терригенной толщи среднего - верхнего девона (Изучались породы терригенного девона Югид-Вуктылской площади, расположенной восточнее Вуктыла. Образцов пород этой толщи из скважин собственно Вуктыла в распоряжении авторов не было.) и карбонатной толщи фамена (пристан/фитан =2 и (пристан + фитан)/(n-С₁₇+n-C₁₈ = 0.1-0.3). Близкие к характерным для конденсатов Вуктыла и нефти оторочки отношения пристана к фитану (2-3) выявлены в битумоидах пород артинского яруса нижней перми. Однако эти битумоиды отличаются от конденсатов более высокими значениями второго показателя (0,5-0,7).

Судя по сходству углеводородных соотношений в конденсатах, нефтях и битумоидах, а также учитывая сравнительную обогащенность пород С_орг (в среднем более 0,5 %) и битумоидами (ХБ в среднем более 0,02 %), наиболее вероятно, что основные материнские толщи для газоконденсатов и нефтей Вуктыла - глинистые и глинисто-карбонатные породы среднего и верхнего девона.

Геологический и палеотемпературный анализ [2, 5, 6] палеозойских толщ северной части Верхнепечорской впадины показывает, что в конце турнейского - начале визейского веков предположительно нефтегазоматеринские породы среднего - верхнего девона залегали на глубинах более 1 км и находились в зоне палеотемператур, благоприятных для нефтеобразования (около 100 °С). В пермское время и на мезозойском этапе эти толщи были погружены на 4-6 км с палеотемпературами 170- 200 °С, при которых, по нашему мнению, в РОВ происходит преимущественная генерация первичных газоконденсатов и углеводородных газов.

Формирование Вуктылского газоконденсатного месторождения, очевидно, не было одноэтапным. Образование поднадвиговой структуры относится, скорее всего, к довизейскому времени (Геологами Вуктылской экспедиции глубокого бурения предполагается присутствие в поднадвиговой части турнейского рифа.). Ловушка для нефти и газа в турнейской структуре сформировалась после перекрытия поверхности турнейских карбонатов глинистыми и глинисто-карбонатными плохо проницаемыми породами визе. По-видимому, уже в визейском веке началось заполнение этой ловушки нефтью или нефтью с газом, поступавшими из материнских отложений девона. С нижнепермского времени, по мере увеличения степени катагенеза рассеянного ОВ продуцирующей толщи, в ловушку, вероятно, поступает преимущественно газоконденсат, а с конца триасового периода - газообразные УВ с небольшим содержанием конденсата.

Главный этап формирования основной газоконденсатной залежи Вуктыла наступил после образования аллохтонной дизъюнктивной складки, т. е. в позднетриасовое время [6], когда нижняя турнейская залежь частично разрушилась из-за перетока газоконденсата или нефти по зоне тектонического нарушения во вновь образованную аллохтонную ловушку. Этим и объясняется в некоторой мере идентичность углеводородных составов верхней и нижней залежей.

Размеры поднадвиговой структуры, по геолого-геофизическим данным, меньше размеров верхней аллохтонной складки. Поэтому даже полное расформирование турнейской залежи привело бы только к частичному заполнению верхней ловушки. Необходимо допустить существование более раннего этапа формирования верхней залежи (нефтяной или газонефтяной) между временем образования галогенной покрышки (кунгурский век) и надвига (позднетриасовое время). В этот период нефтематеринскими породами могли быть артинские глины и мергели, в сингенетичных битумоидах которых величина пристан-фитанового отношения такая же, как в конденсатах и нефтях Вуктыла. Максимальные палеотемпературы в нижнепермских отложениях Вуктыла достигали 190°С [5], т.е. были достаточно высокими не только для образования нефти, но и для ранней генерации первичных газоконденсатов.

Более глубокозалегающие породы карбона, девона и силура на этом этапе, а также в послетриасовое время генерировали преимущественно газ. Поступление в залежи Вуктыла больших объемов газа из глубоких горизонтов привело к частичному растворению нефти в газе даже при незначительном погружении ловушек в послетриасовое время, вытеснению оставшейся нефти почти до замка ловушек и образованию вторичных газоконденсатнонефтяных залежей с небольшими нефтяными оторочками.

Итак, результаты геолого-геохимического исследования газоконденсатов, нефтей и рассеянных битумоидов Вуктылского месторождения и геологический анализ палеозойских отложений Верхнепечорской впадины позволяют сделать следующее заключение.

1. Формирование залежей газоконденсатов на месторождении проходило в несколько этапов, включавших образование сначала залежей нефтей с последующим поступлением в ловушки больших количеств газа.

2. В северных районах Верхнепечорской впадины в нижнепермских и каменноугольных отложениях можно ожидать открытия не только газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками, но и залежей нефти.

1. Алисиевич Л.Н., Родыгин В.Р. Использование особенностей индивидуального углеводородного состава бензиновых и тяжелых фракций флюидов для выявления их генетического родства (на примере Вуктылского месторождения). - Мат-лы IV науч. конф. аспирантов и молодых ученых. Сер. Горючие ископаемые, М., 1977,с. 61-65.
2. Алтамиров Л.А. Геолого-геохимические особенности формирования Вуктылского газового месторождения. - Вест. МГУ. Геология. М., 1975, № 4, с. 112-115.
3. Вассерман Б.Я., Савинкин П.Т. Условия формирования Вуктылского газоконденсатного месторождения. - В кн.: Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции. Сыктывкар, 1975, с. 20-26.
4. Ильинская В.В. О влиянии геолого-геохимических факторов на состав реликтовых углеводородов нефтей и органического вещества пород. - Геология нефти и газа, 1980, № 2 , с. 39-46.
5. Калмыков Г.С., Летуновский В.Н. Стадии катагенеза и палеотемпературы по отражательной способности витринита в Тимано-Печорской провинции. - В кн.: Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. М.,1979, с. 89-96.
6. Кремс А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Недра, 1974.
7. Соломина А.П., Родыгин В.Р. Распределение и состав органического вещества в разрезе глубоких горизонтов Вуктылского месторождения. - ЭИ ВНИИЭгазпром. Геол. и разв. газ. и газоконден. м-ний.1979, № 4, с. 11-17.
8. Чахмахчев В.А., Виноградова Т.Л. Качественный прогноз нефтегазоносности по составу легких углеводородов. – Геология нефти и газа, 1979, № 10 , с. 18-26.

Таблица 1

Углеводородные отношения в бензиновой (н. к. - 150 °С) фракции и фракции 250-300 °С газоконденсатов и нефтей Вуктылского месторождения

Таблица 2

Геохимические параметры пород палеозоя Вуктылской площади

Рисунок

Графики зависимости различных углеводородных: отношений.

Газоконденсат залежей Вуктыла (скв. 38): 1 - турнейской, 2 - основной пермо-карбоновой (сборная проба из скважин в центральной части залежи); нефть: 3 - оторочки основной пермо-карбоновой газоконденсатной залежи Вуктыла (скв. 53), 4 - живетских отложений Пашнинского месторождения (скв. 140), 5 - кунгурских того же месторождения (скв. 69/2); поля значений углеводородных отношений в залежах различного типа: I - нефтяного и вторичного газоконденсатно-нефтяного, II - переходного, III - первичного газоконденсатного