Сылвинский нефтегазоносный бассейн

Сылвинский бассейн относится к бассейнам предгорных впадин и занимает среднюю по широте часть Предуральского краевого прогиба, располагающегося к западу от герцинского складчатого сооружения Урала. Бассейн вытянут узкой полосой меридионального простирания от Ксенофонтово-Колвинского вала на севере до фундамента структурного комплекса хребта Kapa-Tay на юге. Этими поднятиями он отделяется соответственно от Тимано-Печорского и Северо-Каспийского нефтегазоносных бассейнов (рис. 43).

Западная граница Сылвинского бассейна, отделяющаяся от Среднерусского, проходит по Бондюжскому и Уфимскому валам, приуроченным к зоне сочленения северо-восточного края Русской платформы и Предуральского прогиба.

На востоке бассейн ограничивается складчатым сооружением Урала. Граница может быть условно проведена во внешнем поясе Урала по линии, отделяющей площади развития верхнекаменноугольных и более древних отложений.

В указанных границах бассейн имеет в длину порядка 600 км и в ширину 55—125 км. Суженная часть располагается несколько севернее широты г. Перми и делит бассейн на две части, северная из которых известна под названием Соликамской впадины, а южная— Юрезано-Сылвинской депрессии.

В поднятиях Ксенофонтово-Колвинского вала, внешней зоны складчатого Урала и хребта Kapa-Тау, окаймляющих бассейн с северо-востока и юга, выведены на дневную поверхность различные комплексы палеозоя, которые в пределах самого бассейна залегают на глубине. Эти поднятия являются областями создания гидродинамических напоров, обусловливающих в проницаемых породах бассейна режим водонапорных комплексов. Движение вод в этих комплексах происходит от названных поднятий к центру бассейна и в сторону западного борта, через поднятия которого возможно их переливание в Среднерусский бассейн.

О строении и глубине залегания фундамента можно судить по магнитометрическим исследованиям, данные которых позволяют предположить в большей части бассейна гранито-гнейсовый фундамент архейско-верхнепротерозойского возраста. Только в самой северной его части, где наблюдаются магнитные аномалии северо-западного тиманского простирания, фундамент является сланцево-карбонатным (верхнепротерозойского возраста). По этим же данным максимальное погружение (до 10 000 м) фундамента следует ожидать в Юрезано-Сылвинской депрессии. Глубина залегания его в Соликамской впадине порядка 5000—6000 м.

Сылвинский бассейн выполнен осадочными отложениями палеозойского возраста, из которых более или менее изучены породы девона, карбона и перми. Додевонские отложения, известные на северо-востоке Русской платформы (бавлинекая свита) и по западному склону Урала, здесь не вскрыты.

В Пермском Приуралье, где мощность додевонских отложений около 1000 м, они представлены преимущественно зеленовато-серыми алевролитами и песчаниками. Среди этих отложений отмечены нефтепроявления в виде выпотов нефти (непромышленное Таныпское месторождение).

В разрезе средне- и верхнепалеозойских отложений выделяются (снизу вверх) три литолого-стратиграфических комплекса: терригенный, карбонатный и терригенно-хемогенный.

Терригенный комплекс, охватывающий эйфельский, живетский и низы франского ярусов, представлен песчано-глинистыми образованиями с небольшим количеством известняков. Эти отложения характеризуются региональной нефтеносностью, содержат промышленные залежи нефти в Пермском Приуралье и могут рассматриваться в качестве сингенетично нефтегазоносных.

Карбонатный комплекс относится к верхнему девону, карбону и нижней перми. Он представлен в основном известняками, доломитами и мергелями. Только в визейском ярусе нижнего карбона, а также в башкирском и нижней части намюрского ярусов среднего карбона имеются терригенные пачки, состоящие из песчаников, темноцветных глинистых сланцев, аргиллитов и алевролитов. На востоке в пределах Уфимского амфитеатра верхняя часть комплекса переходит в терригенную фацию.

Среди данного литолого-стратиграфичеекого комплекса в Пермском Приуралье выделяются четыре регионально нефтенасыщенные толщи.

Первая из них включает известняки турнейского яруса, содержащие массивные залежи нефти, которые накапливаются под глинами угленосного визейского горизонта. Данная толща может рассматриваться в качестве эпигенетично нефтегазоносной. Слабые нефтепроявления отмечены в ней в скважинах на севере бассейна, в районе г. Чердынь, в обнажениях западного склона Урала. Выделения нефти и газа отмечены в скважине у г. Губиха.

Вторая нефтегазоносная толща связана с терригенными отложениями угленосного и тульского горизонтов визейского яруса, представленными переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, и может рассматриваться в качестве сингенетично нефтегазоносной. Она содержит до трех продуктивных пластов. Данная толща интересна тем, что мощность ее увеличивается в пределах бассейна с запада на восток от 90 м в Пермском Приуралье до 250 м в Кизеловском угольном бассейне. В последнем она представлена угленосной фацией, но с обильными нефтепроявлениями.

Следующая каширско-намюрская толща сложена в основном известководоломитовыми породами, среди которых (в верейском и каширском горизонтах) содержатся глинисто-мергелистые прослои. Нефтяные залежи приурочены к пористым пластам известняка, которые разделяются либо плохо проницаемыми окремненными известняками, либо глинами. Эта толща может рассматриваться в качестве эпигенетично нефтегазонасыщенной. Перспективность ее в Сылвинском бассейне несомненна.

Наконец, четвертая нефтесодержащая толща, включающая рифовые известняки сакмарского и артинского ярусов нижней перми, может рассматриваться в качестве эпигенетично нефтегазоносной. С ней связано месторождение нефти Верхне-Чусовские Городки. Нефть содержится в известняках артинского рифового массива, перекрытых кунгурскими соленосными глинами и солью.

Терригенно-хемогенный литолого-стратиграфический комплекс относится к кунгурскому ярусу и представлен соленосными глинами и солью, лишенными нефтяных залежей.

По особенностям строения и условиям нефтегазоносности в Сылвинском бассейне могут быть выделены две области — Соликамской и Юрезано-Сылвинской впадин.

Область Юрезано-Сылвинской впадины представляет собой глубокий асимметричный прогиб, ось которого по артинским отложениям проходит в 6—8 км восточнее оси впадины по среднекаменноугольным отложениям. Восточное более крутое крыло осложнено асимметричными линейными складками, вытянутыми параллельно сооружению Урала, а западное — куполовидными поднятиями. Последние группируются в линейные зоны и погружаются в северном направлении. В центральной части впадины, где развиты соленосные кунгурские отложения, устанавливается меридиональный вал, который но обнаруживается в более древних горизонтах.

Перспективы поисков залежей нефти в этой области следует связывать на западном борту с сакмарскими и артинскими рифовыми известняками, на восточном борту франскими и живетскими терригенными отложениями и на всей территории — с угленосной и каширско-намюрской нефтегазоносными толщами.