Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геологическое строение, эволюция и нефтегазоносность доманиково-турнейского карбонатного комплекса в северо-восточной части Печорской синеклизы

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Геологическое строение, эволюция и нефтегазоносность доманиково-турнейского карбонатного комплекса в северо-восточной части Печорской синеклизы"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

имени И.М. Губкина

На правах рукописи

Сысоев Юрий Альфредович

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ЭВОЛЮЦИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДОМАНИКОВО-ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА В СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПЕЧОРСКОЙ СИНЕ1СЛИЗЫ

Шифр и специальность 25.00.12 -«Геология, поиски и разведка горючих ископаемых»

г

| АВТОРЕФЕРАТ

)

диссертации на соискание научной степени кандидата геолого-минералогнческих наук

Москва -2003

Работа выполнена в ОАО «Северная нефть» н в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

- доктор геолого-минералогических наук, профессор В.П. Гаврмлов

Официальные оппоненты:

- доктор геолого-минералогических наук, профессор В.С. Шеин;

- кандидат гео лого-минералогических наук, М.С. Зонн

Ведущая организация:

• ГФУП «Ухтанефтегазгеология»

Защита диссертации состоится «28» октября 2003 года в 15 часов, на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 ВАК Российской Федерации при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 117917, Москва, Ленинский проспект, 65,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат диссертации разослан «_» сентября 2003 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

,.Н. Руднев

(48о7

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Сокращение фонда антиклинальных структур в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне выдвинуло на передний план проблему опоискования залежей нефти и газа нетрадиционного типа, связанного с неантиклишшьными ловушками, приуроченными к органогенным постройкам доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса (НТК). Данный вопрос приобрел актуальность после открытия в южной части провинции крупного по запасам Западно-Тэбукского нефтяного месторождения, и получил новый виток после открытия Харьягинского месторождения нефти на севере. Этот успех позволил сделать новый шаг в процессе освоения северных территорий и в результате 10-ти летних геологоразведочных работ, были открыты Хорейверская и Варандей-Адзьвинская нефтегазоносные области (НТО). Региональная продуктивность здесь была установлена в 80-х годах прошлого века и именно за счет открытий, сделанных в последние десятилетия был обеспечен основной прирост запасов нефти по провинции. Наиболее значимым в пределах исследуемого района было открытие мощной Центрально-Хорейверской рифогенной зоны, пересекающей основные линейные элементы Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны в крест простирания, а также открытие Сандивей-Баганской зоны карбонатных банок сформировавшихся в депрессионной области южной части некомпенсированной впадины.

Вопрос перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейского НТК для условий исследуемого района Печорской синеклизы имеет особую актуальность в виду широкого распространения органогенных построек различного типа. Привлекает внимание не только высокая плотность запасов УВ в залежах, приуроченных к органогенным структурам, образующим зачастую самостоятельные зоны нефтегазонакопления, но и большая продуктивность скважин, вскрывших эти залежи, а также широкие возможности интенсификации притоков флюидов с помощью различных методов воздействия на карбонатные отложения.

На сегодняшний день Хорейверская и Варандей-Адзьвинская НГО занимают одно из ведущих мест в ряду перспективных нефтегазоносных областей Тимано-

Печорской провинции. Начальные суммарные ресурсы (НСР) по всем выделенным НТК составляют около 40 % от общих по провинции, в т.ч. по доманиково-турнейскоыу НГК - 30 %. Разве данность комплекса оценивается на 31 %, при этом существуют все предпосылки дл> успешного наращивания запасов УВ.

Цель работы.

Целью исследований является установление общих закономерностей в современном строении доманиково-турнейского НГК северо-восточной части Печорской синеклизы, геологической истории развития, что позволяет выделить зоны нефте газо накопления и дать качественный прогноз перспектив нефтегазоносности при этом наметив основные направления дальнейших поисково-разведочных работ в Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НТО.

Задачи исследований.

В соответствие с поставленной целью решались следующие задачи:

- обобщен и проанализирован имеющийся геолого-геофизический материал, а также результаты многолетних исследований по истории геологического развития Тимано-Печорской провинции выполненный в разные годы большим количеством авторов;

- на основании базиса предыдущих геологических изысканий в провинции, проведена дробная корреляция позднедевонских отложений Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НТО;

- приведена современная типизация выявленных ловушек и залежей поэднедевонского карбонатного комплекса;

- выполнено построение схем палеографии стратиграфических (трансгрессивных) подразделений франского и фаменского ярусов позднего девона;

- в результате генетической типизации позднедевонских отложений проведено нефтегазогеологическое районирование зон нефте газонакопления и выделение 3-х категорий перспективных земель в рамках исследуемого района;

- оптимизация методики поисков ловушек нефти в органогенных постройках и обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ.

Я

Научная новизна.

Впервые для условий Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвииской структурной зоны установлено более ритмичное строение поэднедевонских карбонатных отложений. Так в отложениах франского яруса выделено семь трансгрессивных и шесть регрессивных этапов седиментации. С трансгрессивными этапами связывается образование мощных карбонатных толщ в виде краевых рифогенных систем, карбонатных банок, одиночных и групповых рифогенных построек. С регрессивными этапами - накопление толщ заполнения внутри некомпенсированной впадины,

Воссоздана палеогеографическая обстановка на границе франского и фаменского веков и установлено влияние тектонического фактора на формирование построек доманиково-турнейского возраста.

В Хорейверской впадине, на основании результатов поисково-разведочного бурения, выделены зоны развитая доманикоидных (глубоководных) отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности.

Практическое значение и реализация результатов исследований.

Использование проведенного в работе анализа на практике, позволит повысить эффективность работ на нефп, и газ за счет выявления ловушек УВ во вновь установленных зонах краевых рифов в северной части исследуемых НТО, в карбонатных банках и в разнотипных одиночных и групповых органогенных образованиях. С этой целью даны рекомендации по оптимизации и приоритетным направлениям ГРР, выполненные с учетом выхода в этот район таких крупнейших нефтяных компаний как ОАО «НК «Роснефть» и АО «Лукойл».

Апробация работы.

Основные положения теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на научно-техническом совете ОАО «Северная нефть», научных конференциях РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Публикации.

По теме диссертации автором опубликованы две печатные работы.

Фактический материал.

В основу диссертации, положены первичные фактические материалы более

100 параметрических, поисковых и разведочных скважин вскрывших позднедевонские отложения в исследуемом районе; результаты сейсморазведочных работ; петрофизических исследований и т.д. Учитывались и использовались опубликованная и фондовая литература по литологии, стратиграфии, тектонике, сейсмофациальному анализу и нефте газоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции научно-производственных подразделений ТПО ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГнРГИ, ОАО «Севергефизика», ПечорНИПИнефть, ГФУП «Ухтанефтегазгеология» и др.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав изложенных на 167 страницах, заключения; табличного материала и 43-ти иллюстраций; список использованной литературы включает 101 наименование.

Работа выполнена в период заочного обучения в аспирантуре РГУ НиГ им. И.М. Губкина под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора В.Г1. Гаврнлова.

За помощь в процессе подготовки работы автор признателен Е.Г. Арешеву, Н.С. Борисову, Б.В. Карпову, К.К. КлещСву, В.П. Никифорову, А.П. Носову, E.J1. Теплову, А.Я. Хавкину, А.К. Цехмейстрюку, A.B. Черницкому.

Основные положения, защищаемые в диссертации.

1. Закономерности размещения и типизация выявленных залежей У В в литолого-фацнальных зонах доманиково-турнейского НГК северо-восточной части Печорской сннеклизы.

2. Модель формирования позднедевонского бассейна седиментации, учитьшающая полицикличность процессов рифообразования, особенности развития построек внутри некомпенсированной впадины и совмещение зон краевых рифов в районе Центрально-Хорейверского поднятия.

3. Приоритетные направления ГРР на базе качественной оценки перспектив нефтеносности ЗНН и локальных объектов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ.

1.1. Развитие взглядов на строение и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции, основные этапы изучения.

Тимано-Печорская провинция занимает северо-восточную часть ВосточноЕвропейской платформы. Западная ее граница соответствует системе разломов юго-западного склона Тимана, восточным ограничением является приосевая часть Уральской складчатой системы. Северная ipamma находится в акватории морей Баренцева и Печорском. Площадь провинции составляет 330 тыс. км2.

Вопросам структурно-тектонического строения территории провинции посвящены работы JI.H. Белякова, В.И. Бопщкого, A.B. Борисова, A.C. Бушуева, В.А. Дедеева, А.Я. Кремса, Н.Д. Матвневской, З.И. Цзю и многих других.

С целью воссоздания истории в изучении геологического строения и нефтегазонос ности Тимано-Печорской провинции автором выделены три основных этапа.

Первый этап охватывает период с 1929 по 19S8 гг. и характеризуется ограниченными технико-методическими возможностями; сосредоточением основного объема геологоразведочных работ на юге провинции. Это порождало большие дискуссии о перспективах северных и восточных районов. В этот период открыто 25 месторождений, в том числе нефтяных - 9, газовых 10, гаэонефтяиых и нефтегазовых - 6. На базе открытых месторождений была создана нефтяная и газовая промышленность Коми АССР. Добыча нефти в 1958 году составляла • 0,687 млн. т, газа - 1,138 млрд. м3.

В геологическом и методическом плане на первом этапе была получена важнейшая информация о строении южных районов Печорской синеклизы; впервые в СССР получена нефть из девонских отложений. В 1930 г. H.H. Тихоновичем был предложен сводный разрез девонских отложений по обнажениям на р. Ухте. Им были выделены Ооманиковая, ветяасянская, сирачойская, ухтинская и ижемская свиты. В 1944 г. А.Н. Розанов определил принадлежность верхнедевонских отложений до ухтинской свиты включительно к франскому ярусу. В 1957 г. В.А. Разницын расчленил отложения фаменского яруса на нижний и верхний подъярусы. В 1958 г. А.И. Ляшенко на основании сравнительного анализа брахипод представил корреляцию разреза Южного Тимана с Центральным

S

девонским полем и Волго-Уральской областью, что послужило основанием для перехода от местной стратиграфической шкалы к унифицированной номенклатуре.

Второй этап с 19S9 по 1980 гг. ознаменовался открытием крупного нефтяного Западно-Тэбухского месторождения в карбонатах франс кого и фаменского ярусов Ижма-Печорской впадины, 410 потребовало тщательного изучения поздиедевонских отложений.

Этап характеризуется значительным расширением географии и глубины поисков, широким использованием сейсморазведки. В этот период открыто 39 месторождений, в т.ч. 18 нефтяных, 10 газовых и 11 газонефтяных и нефтегазовых, из них ряд крупных и крупнейших месторождений Вуктыльское и Лаявожское газоконденсатные, Усинское и Возейское нефтяные. Добыча, нефти (с конденсатом) в 1975 году составила 11,1 млн. т, газа 19,2 млрд. м1 Коми АССР стала одним из основных нефтегазодобывающих регионов страны.

Значительный вклад в изучение поздиедевонских отложений в этот период внесла Т.Н. Кушнарева, которая в процессе палеофациального анализа установила полную аналогию в распределении фациальиых зон Тимано-Печорского бассейна и Волго-Уральской области, что указало на общность условий их геологического развития. Позднее М.М. Грачевским и A.B. Соломатнным была составлена модель рифообразовання в поздиедевонских отложениях и высказано предположение о высоких перспективах барьерных рифовых отложений.

Конец семидесятых и начало восьмидесятых годов характеризуется широким разворотом геологоразведочных работ в северных районах провинции, где был сделан ряд принципиальных открытий в поздиедевонских рифо генных отложениях: группа нефтяных месторождений в северной части вала Сорокина (Варандейское, Торавейское, Южно-Торавейское, Наульское, Лабо ганское, Адзьвинское); Харьягннское - крупнейшее месторождение нефти на Колвннском мегавале, Пашшорское и др.

В сейсморазведке осуществлен полный переход на более информативный метод общей глубинной точки (МОГТ). Дальше развивалось поисково-разведочное бурение, однако качество проводки скважин особенно при вскрытии карбонатных коллекторов было невысоким, что приводило к пропуску залежей (скв. № 1-Нядейюская). Интенсивно развивались промыслово-геофизические методы исследования скважин, но тем не менее оставались значительные пробелы

в изучении карбонатных сложнопостроенных коллекторов.

Добыча нефти и газа на базе открытых и разведанных еще в 1966-1973 гг. месторождений продолжала увеличиваться и достигла в 1980 году нефти (с конденсатом) 20 млн. т, газа - 20 млрд. мэ. На севере был подготовлен к разработке новый Нарьян-Маре кии газокоиденсатиый район, освоение которого по технико-экономическим причинам затянулось до настоящего времени.

Дальнейшим расширением геологоразведочных работ характеризуется начало третьего этапа, качественно нового, как по постановке задач, так и по методам их решения. Высокий дебит нефти на Сандивейской площади из скважины № 3 (127 т/сут) обратил внимание геологов и заставил активизировать поисковые работы в Хорейверской впадине. Качественные преобразования -полный переход на МОГТ, внедрение цифровых регистрирующих комплексов, создание высокоэффективных обрабатывающих систем на базе отечественных и зарубежных ЭВМ, значительно возросший уровень комплексной интерпретации материалов - позволили резко повысить информативность сейсморазведочиых работ. В северной части провинции на временных разрезах стали отмечаться зоны аномальной записи, которые по комплексу признаков отождествлялись с позднедевонскимн рифогенными образованиями, преимущественно барьерного типа. В 1980-1988 гг. протрассирован барьерный риф яивенского возраста (Т.М. Москалева, E.H. Бунин, Р.И. Бирон, и др.). В центральной части Хорейверской впадины работами сейсморазведочиых партий выявлено большое количество аномалий сейсмической записи, связываемых с рифогенными постройками (А. И. Иванова, Р.И. Бирон, В.П. Усик, Л.Ф. Пиль ник, H.H. Шабалкина и др.), после проведения глубокого бурения на которых в большинстве случаев подтвержден рифовый характер отложений, выявлены нефтяные залежи и месторождения.

С 80-х гг. Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская структурная зона является одним из важнейших объектов исследования. На их территории в последние годы выявлено и подготовлено к бурению значительное количество нефтеперспективных структур и в их числе - крупнейшее Центрально-Хорейверская рифогенное поднятие, извлекаемые запасы (категории С1-С2) которой оцениваются в пределах ISO млн. тонн. На подготовленных структурах открыты Северо-Хоседаюское, Дюсушевское, Ардалинское, Мусюршорское,

группа Баганских, группа Веякских, Западио-Сандивейское н другие месторождения нефти.

В Варандей-Адзьвинской НТО, в результате проведения поисково-детальных работ прослежена поэднедевонская зона рифообразования от Седьягинской площади до Леккейягинской. Анализ волнового поля на Западно-Леккейягинской и Енганэхойской площадях позволил подготовить рифогенную ловушку позднефранского возраста.

Подводя итог первой главы, автор акцентирует внимание на необходимости дальнейшего развития научных подходов для изучения условий формирования, закономерностей строения и перспектив нефте газоносности отложений осадочного чехла; определения нетрадиционных направлений и выбора, соответствующих поставленным задачам методик и комплексов геологоразведочных работ, ибо это является главным условием повышения эффективности открытия новых месторождений, не только в исследуемом районе, но и в целом по Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

1.2 Основные черты геологического строения северо-восточной части Тимано-Печорской провинции

На схеме тектонического районирования Тимано-Печорской провинции Хорейверская впадина (280 х 120 км в континентальной части) выделяется в качестве крупного тектонического элемента первого порядка. Эту структуру можно считать впадиной только из-за наличия окаймляющих ei, в основном, по разломам резких положительных форм: на западе и юго-западе - Колвинским мегавалом Печоро-Колвинского аапакогена, на юго-востоке - поднятием (грядой) Чернышева, на востоке - валом Сорокина Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

В современном структурном плане Хорейверской впадины выделяется ряд крупных структур второго порядка (рис. 1), погружающихся в восточном и северовосточном направлениях: гипсометрически наиболее приподнятое - Сандивейское поднятие (AI) с прилегающими Колвависовской (A4) и Садаягинской (А2) ступенями, которые окаймляются Чернореченской (A3) и Сынянырдской (А7) депрессиями и в юго-восточной части Цильегорской котловиной (А5).

<f>

В этой же части Хорейверской впадины расположена Макариха-Салюпинская антиклинальная зона (А6), представленная линейно вытянутыми высокоамплитудными складками субмеридионального простирания.

Восточный борт Хорейверской впадины сочленяется с валом Сорокина (В1) Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Валы Гамбурцева (ВЗ) и Тобойский (В4) отделены от вала Сорокина Морейюской депрессией (В2). Далее на юго-востоке расположена Верхне-Адзьвинская депрессия (В5).

Геологическое строение и история развития Хорейверской впадины связаны с двумя основными факторами: существованием Большеземельского палеосвода и граничащими с ним на западе и востоке, крупными линейными зонами тектонической активизации, которые отвечают в современном структурном плане Печоро-Колвинскому и Варавдей-Адзьвинскому авлакогенам.

Влияние Большеземельского свода во многом определило современную структуру Хорейверской впадины, что выразилось в длительных перерывах в осадконакоплении и значительными по глубине размывами на рубеже формирования его основных структурно-формационных подразделений.

В разрезе осадочного чехла по характеру слагающих его формаций четко фиксируется стадийность тектонического развития региона. Эта стадийность уверенно синхронизируется с основными этапами развития остальной части Тимано-Печорского осадочного бассейна. В его истории и истории геологического развития смежной с ним Уральской геосинклинали выделяются три основных цикла: неполный каледонский (его начальная стадия), полный герцинский и продолжающийся киммерийско-(мезозойско-) альпийский. Последовательно сменяясь во времени, они создали структурно-формационную многоэтажность осадочного цикла и соответствующую ей нефтегазоносность в широком стратиграфическом диапазоне.

Доманиково-турнейский комплекс, представлен карбонатной формацией и имеет максимальное распространение в исследуемом районе. Мощность осадков в пределах Хорейверской впадины составляет 600-900 м, в Варандей-Адзьвинской структурной зоны - до 1000 м. В основании доманиково-турнейского комплекса залегает алеврито-глиннстая толща тиманско-саргаевского возраста, имеющая региональное распространение и выполняющая важнейшую роль экранирования залежей нефти в нижележащих отложениях.

Рис.1

В карбонатных отложениях франского яруса автором выделяется три литолого-фациальные зоны: шельфовая, рифовая и депрессионная или зона

Ю

открытого моря (рис. 1), которые простираются с запада на северо-восток через всю территорию Печорской сннеклизы.

В пределах шельфовой зоны разрез представлен известняками с гипсо-ангидритовыми прослоями, рифовая зона состоит из разнопоровых известняков и доломитов и депрессионная (зона некомпенсированного прогибания) мергелями с прослоями глинистых известняков. Далее автор приводит примеры выявленных органногенных построек и акцентирует внимание на Ценграпыю-Хорейверское поднятие, включающего зоны позднесирачойского, еапановского я яивенского краевых рифов. К югу от Центрально-Хорейверского поднятия в центральной части Большеземельского свода выделены три крупных наложенных поднятия органогенной природы: Сацдивейское, Веякское и Баганское, которые в дальнейшем будут называться карбонатными банками, самая крупная из которых Сацдивейская.

Подводя итог, автор отмечает, что разрез осадочного чехла впадины, характеризуется, в основном спокойным залеганием отложений. Наиболее приподнятая часть палеосвода контролируется линиями выклинивания тех или иных карбонатных литолого-стратиграфических комплексов, зонами распространения рнфогенных построек. В связи с этим, в пределах впадины помимо антиклинальных ловушек получили развитие разнообразные по морфологии и генезису ловушки, связанные с рифовыми массивами и структурами их облекания.

Глава 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДОМАНИКОВО-ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО НТК

2.1. Характеристика домяниково-турнейского НГК.

Опираясь на многолетний опыт и исследования A.A. Бакирова, С.П. Максимова, В.Д. Наливкина, В.А. Дедеева, А.И. Кремса, Н.В. Кузнецовой, A.B. Борисова, В.Р. Родыгина, А.Б. Овчаренко, В.Я. Вассермана, С.А. Данилевского, В.И. Богадкого, автор выделяет в разрезе Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО шесть НГК и приводит подробное описание коллектореких свойств органогенных отложений, а также свойств и особенностей распространения покрышек для исследуемого доманиково-турнейского НГК. С целью описания коллекторе ких свойств комплекса автором использована классификация

карбонатных пород-коллекторов Г.И. Теодоровнча, нашедшая широкое применение в провинции.

На примере схемы распределения не фте газоносности доманиково-турнейского НГК автором установлено, что в пределах исследуемых НГО промышленные притоки нефти получены из четырех стратиграфических уровней позднедевонских отложений: доманнковых отложений (03<1т), рифогенных образований позднефранского подьяруса (Э^), раннефаменских пластов облекания рифовых массивов (03ЙП|), карбонатов турнейского возраста (С1О.

Рассмотрев распределение пород-коллекторов доманиково-турнейского НГК по трем литолого-фациальным зонам, автором делается следующий вывод:

1. В мелководно-шельфовых осадках карбонатные пласты нередко прослеживаются на большие расстояния, но коллекторские свойства их обычно не высокие (Кп=7-10%, Кпр=1-10 мД), несколько улучшаясь над зонами распространения позднефранских рифогенных построек. Тип коллектора каверново-порово-трещиныый, трещинно-поровый.

2. В рифогенных образованиях лучшие коллекторы приурочены к гребневым и внутренним частям рифогенных построек (Кп=10-15%, Кпр=10-100 мД). Тип коллектора - каверново-поровый, порово- (каверново-) трещинный.

3. В депрессионных и склоновых разрезах коллекторами трещинного и каверново-трещинного типа являются, в основном, доломиты франского яруса. Покрышкой для них являются глинистые пласты внутри депрессионных разрезов или вышележащие толщи заполнения нижнезадонского (Оде!)) подгорнзонта (савиноборская толща).

Важнейшей составляющей природного резервуара является наличие покрышки. В сложных геологических условиях Хорейверской впадины не все выделенные флюидоупоры получили достаточное площадное развитие. В исследуемом районе подавляющее большинство залежей приурочено к коллекторам, расположенным под экранирующей их глинисто-карбонатной толщей елецкого горизонта нижнего фамена (пемьюская толща). Эта толща заполнения (50100 м) является основной покрышкой на территории впадины, которая удерживает залежи нефти на Восточно-Колвинском, Верхнеколвинском, Северо-Хоседдюском месторождениях и определяет нефтеносность в Хорейверской впадине.

Второй по значению является визейская (С(,) покрышка (до 60 ы). Предвизейский размыв в пределах центральной и южной частей некомпенсированной впадины уничтожил осадки турнейского яруса, а над изолированными банками - отложения позднего фамена (Сандивей, Южный Батан). В пределах изолированных банок франского возраста коллекторе кие толщи экранируются, помимо фаменских флюидоупоров, оставшейся частью яснополянского надгоризонта (преимущественно глинистые известняки мощностью 30-60 метров) и глинистыми пачками окского надгоризонта (мощность до 10-13 м).

2.2. Классификация ловушек и залежей доманиково-турнейского НТК.

Для анализа и типизации неантиклинальных ловушек доманиково-турнейского НГК автором использованы структурные карты по отражающему горизонту 11-Ш (С-Б) в масштабах 1:100000 и 1:30000 из производственных геологических отчетов ОАО «Севергеофизика», ТПНИЦ ВНИГРИ и ИГнРГИ, геолого-геофизические разрезы.

Преобладающее количество залежей УВ, открытых в Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО приурочено к так называемым структурам облекания. Это наложенные карбонатные структуры на франские рифогенные образования, формирование которых происходило параллельно с осадконакоплением, поэтому в сводах мощность синхронных отложений меньше, чем на крыльях.

Выделены автором структуры облекания краевых, зональных (карбонатных банок) и одиночных рифогенных образований формируют структурные и структурно-литологические ловушки пластового или массивного типов. Как правило, подобные залежи находятся в фаменских (Хорейверская НГО) и турнейских (Варандей-Адзьвинская НГО) карбонатных отложениях. Они наиболее широко распространены и представлены во всех литолого-фациальных зонах. В зоне краевых рифов встречаются структурные гектонически-экраниро ванные ловушки (Восточно-Харьяганская), которые с одной стороны ограничены разломом, с другой стороны, имеющие пликатнвные черты строения.

Глубоководный склон содержит литологически-ограниченные ловушки доманикового возраста (Багамская, Хатаяхская, Верхнемакарихннская), в зонах развития карбонатных банок установлены ловушки структурного и структурно-литологического типов (Мусюршорская, Южно-Баганская), зона закрытого шельфа

также содержит литологически-ограниченые ловушки (биостромы).

На современном технико-методическом уровне ловушки рифогенного типа довольно успешно выявляются сейсморазведкой, однако, по мнению автора, опоисковано их пока меньше половины.

Глава 3. ФОРМИРОВАНИЕ ДОМАНИКОВО-'ГУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА.

3.1. Критерии выделения рифовых комплексов

Органогенные карбонатные отложения, формационно, состоят из пяти генетических групп: рифовых (биогермные, межбногермные, шлейфовые, лагунные и межрифовые), открытого шельфа, континентального склона (склона рифа), закрытого шельфа, прибрежно-морских. Указанные талы образуют геологические тела разного масштаба и строения: органогенные постройки и рифовые комплексы (рифовые массивы и рифовые системы). В разделе отражен ряд морфологических, литологических и палеонтологических признаков, по которым можно определить генетическую принадлежность пород, принимающих участие в строении карбонатных формаций Тимано-Печорской провинции.

Далее приводятся основные критерии выделения органогенных построек на стадии сейсморазведки и к числу главных относятся критерии, по которым можно прямо наметить очертания органогенного тела, или те, которые косвенно свидетельствуют о его присутствии, либо его форме.

На основании критериев выделения рифовых комплексов приведенных в разделе автором в пределах Цеитрально-Хорейверского поднятия обозначены зоны развития позднесирачойскаго, евлановского и яивенского краевых рифов. Севернее, установлены еще четыре зоны более древних краевых рифов: раннедоманикового, позднеОоманикового, речицкого и раннесирачойского.

3.2. Этапы развития позднедевонского бассейна.

Для изложения этого раздела автор обращается к истории вопроса циклического формирования позднедевонских отложений.

Подобная цикличность впервые была установлена М.М. Грачевским. В течение трансгрессивного цикла в условиях уже существующей аккумуляционно-топографической впадины формируются осадки открытого шельфа (доманикоиды),

рифовых построек, зарифовые закрытого шельфа и прилежно-морские. В регрессивный цикл седиментации, когда уровень моря находился ниже гребня рифа, формируются осадки толщи заполнения, прилегающие к рифу со стороны открытого шельфа и перекрывающие здесь доманикоидные образования. Области рифа и закрытого шельфа в это время соответствует перерыв в осадконакоплении, сопровождающейся размывом ранее отложившихся осадков. Выделяемые циклы, вероятно, имеют глобальный характер и должны фиксироваться на обширных участках земной коры, поэтому вполне оправдано то, что трансгрессировавшее из района единой аккумуляционно-топографической впадины море, размещавшейся | на территории современных Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций,

достигало во время поднятия уровня рассматриваемой территории. \ Развитие вопросов циклического строения позднедевонских отложений

Тимано-Печорской провинции также нашло отражение в трудах И.Т. Дубовского, А.В. Соломатина, А.А. Геодекяна, Н.Д Матвиевской, Т.Н. Кушнареревой, Б.П. Богданова и В.И. Богацкого. Основываясь на выполненных этими авторами исследованиях, были выделены перерывы в осадко накоплении, когда времени перерыва на мелководном шельфе в прилегающей аккумуляционно-топографической впадине соответствовало накопление глинистых толщ компенсации (заполнения), толщина и область которых зависела от интенсивности сноса.

Перерывы в седементации на участках мелководного шельфа связываются с у, эвстатическими понижениями уровня моря, причиной которых мог служить

| рифтогенез активизировавшийся на границе франского и фаменского веков.

Обобщение результатов предыдущих исследований позволило выделить и " проследить серии трансгрессивных и регрессивных этапов седиментации

объединяющих осадки закрытого и открытого шельфа Хорейверс кой н Варандей-Адзьвинской НГО. В отложениях франского яруса автором выделяется семь трансгрессивных этапов (раннедоманиковый, позднедоманиковый, речицкий, раннесирачойскии, позднесирачойский, евлановский и пшенский) и шесть регрессивных (к которым приурочены толщи заполнения: тобысьская, весеяокутская, ветласянская, седьюская, большекеранская, тэбукская).

В отложениях фаменского яруса, для современных условий провинции - два

трансгрессивных (задонский и елецкий) и два регрессивных (савиноборская и «

У

р

Печорская синеклиза

Модель

формирования краевых рифов доманиково-турнейского карбонатного комплекса

Составил Смоем (ОА

ВАЛ СОРОКИНА

торавейский ю.торавейский

идикм» а» Я • Тс

пвба ганский

седьягинсхмй

рифопннм ОПКМНМ

ЕШЭ

I д-1 -ДМ

гщбш

а

лемыоская толщи заполнения). Названия толщ заполнения было присвоено по географическому названию мест, где в разные годы они были впервые описаны разными авторами. На примере разновозрастных краевых рифов вала Сорокина автором проиллюстрирована модель их формирования (рис. 2).

Раздел также проиллюстрирован лкголого-фациальными картами по каждому выделенному стратиграфическому интервалу, которые позволяют проследить эволюцию позднедево неких отложений и формирование органогенных построек по всей территории исследуемой площади.

С целью выяснения влияния тектонического фактора на закономерности развития карбонатных построек автором проводится сопоставление зон развития раннедоманикового краевого рифа с разломами фундамента. В Хорейверской впадине подобную связь можно установить лишь для южной части (Баганская, Веякская банки и сопредельные одиночные рифы), которая подверглась активной деформации вследствие тектонической нагрузки со стороны Колвинского мегавала и гряды Чернышева. В центральной и северной части впадина формировалась в более стабильной обстановке, что и отразилось на современном строении. В тектонически более сложно-построенной Варандей-Адзьвинской НТО ряд органогенных построек (Тобойская, Мядсейская, Леккеяпшская) приурочен к складчатым структурам Тобойского вала.

Выделяемые автором циклы седиментации, во время которых сформировались системы краевых рифов, являются однопорядковыми, что указывает на необходимость равного подхода к оценке перспектив их нефтегазоносности.

Глава 4. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

Вопрос перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейского НГК на фоне сокращения фонда ловушек традиционного антиклинального типа, приобретает все большую актуальность в виду широкого распространения органогенных построек в исследуемом районе Тимано-Печорской провинции. По числу выявленных залежей и количественной оценке прогнозных ресурсов исследуемый НГК относится к основному на рассматриваемой территории н содержит около 20 % всех перспективных и прогнозных ресурсов. Залежи УВ приурочены в Хорейверской НГО, в основном, к франско-фаменским карбонатным

отложениям, на валу Сорокина - к фаменскнм и турнейскнм, н на Тобойском валу -к позднефранским отложениям. Характерной чертой для Хорейверской НТО является приуроченность выявленных залежей к рифогенным образованиям различного типа (краевым, групповым, одиночным). Залежи расположены или непосредственно в рифогенных ловушках (Восточно-Харьягинская) или в облекающих их фаменских карбонатных пластах (Мусюршорская, Южно-Баганская). На Баганской н Верхнемакарихинской площадях залежи установлены в доманиковых депрессионных предрифовых карбонатах, а на Дюсушевской-11 и Хатаяхской - к франскнм биостромам. На валах Сорокина и Тобойском залежи, в основном, тектонического типа. Коллектор для залежей рифогенного типа порово-каверновый, каверново-карстовый; для сопутствующих рифы залежей - трещинный в депрессионных зонах или кавернозно-трещинный в облекающих пластах фаменского возраста. Характер распространения коллекторов зональный, в определяющей степени контролируемый развитием рифогенных образований.

Наложенные постседиментацнонные процессы, так же как предвизейский глубокий размыв, на большей части Большеземельского свода способствовал формированию высокоемких коллекторов в фаменских отложениях, выходящих под размыв. Наиболее ярко они проявились над рифогенньши куполами (Мусюршорская площадь).

Как уже отмечалось, отрицательным фактором для всего комплекса является отсутствие региональной покрышки. Экранирующие пласты во франско-фаменских отложениях имеют зональный и локальный характер и имеют удовлетворительное и низкое качество. Роль самой верхней покрышки выполняют визейские глинистые известняки.

4.1. Характеристика локальных структур.

Доманиково-турнейский НТК представлен преимущественно карбонатными отложениями франского и фаменского ярусов, характеризуется резкой фациальной изменчивостью. В разрезе наблюдается сложное сочетание образований мелководного шельфа, рифов, депрессионных отложений, толщ заполнения. Распределение зон нефгенакопления верхнедевонских отложений по-разному выделяются на севере н на юге исследуемых НГО и определяется развитием коллекторов и покрышек.

КАРТА

тектонического и нефтегегаэогоологического районирования доманиково-турнейского НГК северо-восточной части ТПП

10 О 10 20 30 40 км 111111

© Р1«1МП»м

"ТТ-"""— ""В ?пп'1

Рис.3

В разделе приводится подробное описание основных нефтяных залежей Санднвей-Баганской зоны карбонатных банок, одиночных (Северо-Хаяхинская) и групповых (Северо-Хоседаюская) построек расположенных в депрессионной литолого-фациальной зоне. По наиболее разведанным залежам приводятся модели геологического строения.

Для доманикового горизонта (Озёт) нефтеносность которого установлена на Западно-Хатаяхской-2, Баганской, Верхнемакарнхинской площадях дается прогноз перспектив нефтегазоносности, который должен быть связан с тектонически ослабленными зонами. Условно автором выделена Баганско-Хатаяхская и Верхнемакарихинско-Колвависовская зоны нефте накопления, первая вдоль тектонического нарушения, перекрытого отложениями тиманской свиты, узкой полосой продолжается на север от Баганского до Верхнелыдумылькского поднятия, вторая прослеживается на северном продолжении Средне-Макарихинской структуры. На востоке Хорейверской впадины выделена Колвинская зона нефтенакопления (рис. 3).

4.2. Характеристика и перспективы нефтеносности зон нефтегазонакопления.

Современная методика геолого-поисковых работ включает несколько основных этапов, из которых заключительным и наиболее значимым является подготовка локальных объектов в пределах изучаемой территории. Эффективность геолого-поисковых работ определяется степенью изучения локальных объектов как составных частей определенных природных систем - зон нефтегазонакопления.

Современное состояние изученности региона и анализ, выполненный автором в рамках диссертационной работы, позволяет произвести выделение в исследуемом комплексе следующих зон нефтегазонакопления: Центрально-Хорейверской зоны краевых рифов, Санднвей-Баганской зоны карбонатных банок, Южно-Хорейверской депрессионной зоны и Северо-Хорейверской шельфовой. При этом Центрально-Хорейверская зона нефтегазонакопления наиболее перспективная. В депрессионной зоне перспективы нефтегазоносное™ связаны главным образом с Санднвей-Баганской группой карбонатных банок. Здесь уже открыто значительное количество залежей, что свидетельствует о высоких перспективах дальнейших геологоразведочных работ. Область развития одиночных рифов характеризуется перспективами открытия залежей УВ приуроченных к структурно-рифовым

го

ловушкам, образованными перегибом слоев над выступами поверхности рифов. Кроме того, в эти же зоны следует объединить возможные скопления нефти в трещинных коллекторах среди карбонатных и глинистых пород склоновых н межрифовых фаций, контролируемые мелкими тектоническими формами. Не следует сбрасывать со счетов и перспективные отложения доманикового возраста.

В результате проведенных исследований осуществлен качественный прогноз нефтегазоносности рассматриваемой территории. Применительно к доманнково-турнейскому НТК автором все перспективные земли поделены на три категории: I-ой, И-ой и 111-сй. Основными критериями такого разделения при общем высоком генерационном потенциале были: мощность отложений, условия формирования, характер распространения и тип коллектора, его фнльтрационно-емкостные свойства, тип и размеры ловушек, а также характер и качество покрышек.

К перспективным землям 1-ой категории отнесены зоны, имеющие зональную покрышку высокого качества, выдержанные по площади коллектора с пористостью не менее 10 %, относительно крупные ловушки. Средняя плотность запасов составляет более 30 тыс. тонн на 1 км2.

К перспективным землям 11-ой категории отнесены зоны, имеющие зональные покрышки хорошего качества, выдержанные по п пощади или ограниченные, но мощные по разрезу коллектора с пористостью более 10 %, крупные и средине ловушки. Средняя плотность запасов составляет 10-30 тыс. тонн на 1 км2.

К перспективным землям Ш-ей категории отнесены зоны, имеющие зональные или локальные покрышки среднего качества, невыдержанные по площади коллектора с пористостью 10 % и менее, средние и мелкие ловушки. Средняя плотность запасов составляет менее 10 тыс. тонн на 1 км2 (рис. 3).

Глава 5. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПТИМИЗАЦИИ И ВЫБОРУ ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕЫИЙГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ.

5.1. Совершенствование методики и выбор оптимального комплекса геологоразведочных работ.

Доманиково-турнейский НГК, по мнению автора, представляет наиболее интересное и важное значение в геологоразведочном процессе Тимано-Печорской провинции, т.к. специфика его строения заставляет проводить наиболее целенаправленные работы по его разведке.

На основании опыта геологоразведочных работ выполненных в предшествующие периоды, можно сделать вывод о неэффективности выделения зон карбонатных построек с помощью электроразведки, магниторазведки, при дешифрировании материалов аэрофото- и космических съемок. Использование гравиразведки актуально для неглубоко залегающих построек, приуроченных к приподнятым блокам фундамента.

Наиболее эффективно в Тимано-Печорской провинции используется сейсморазведка (МОГТ), без применения которой на сегодняшний день нельзя успешно решать структурно-тектонические, стратиграфические и фациальные задачи, задачи подготовки ловушек нефти и газа в отложениях разных геологических формаций.

Положение карбонатных построек, их гребней довольно уверенно выделяется на современных временных разрезах после стандартной обработки. Однако качество визуализации значительно улучшается после обработки сейсмических материалов на ЭВМ при использовании современных пакетов программ.

Региональный этап. Заложение профилей необходимо проводить на расстоянии до 10 км между профилями, ориентируя их в субширотном и северовосточном направлениях вкрест структурно-формационных зон фундамента и осадочного чехла.

Поисковый этап. При получении достоверной информации о наличии рифогенных построек необходимо картировать зону рифов с плотностью профилей 2-3 пкм/км2. В последние годы для подготовки структур стала широко использоваться ЗО сейсмика.

При бурении поисковых скважин, вскрывающих отложения доманиково-турнейский НГК, как в исследуемом районе, так и во всей провинции, необходимо исходить из того, что:

1) отложения являются регионально нефтегазоносными;

2) в них существуют ловушки литологически ограниченного, структурно-литологическою, структурного типов, экранируемые в основном зональными и локальными покрышками;

¿г

3) во избежания пропуска залежей в первых скважинах должны опробоваться все интервалы коллекторов, не зависимо от их геофизической характеристики.

С особой остротой встает также вопрос прогнозирование покрышек и определения коллекторов геофизическими методами. Без решения этих двух составляющих локальный прогноз нефтегазоносностн в доманиково-турнейском комплексе будет оставаться на низком уровне.

12 Приоритетные направления геологоразведочных работ.

В северной части Хорейверской впадины рекомендуется провести переинтерпретацию имеющегося сейсмического материала с целью картирования вновь выделенных рифов, исходя из предположения о линейном их характере. После этого на выделенных в пределах разновозрастных краевых рифов локальных массивах пробурить скважины с целью выяснения природы аномалий, перспектив нефтегазоносностн, получения других параметров.

Первоочередным направлением является позднефранс кая зона краевых рифогенных образований, названная Централь но-Хорейверс кой и сопутствующих ей одиночных и групповых рифогенных ловушек. Многоцнклнчность формирования Центрально-Хорейверского поднятия ставит главную задачу -определение общих закономерностей распределения по разрезу рифогенных фаций, экранирующих пластов, соответствие форм волновой записи с реальным строением рифогенных ловушек. Изучение поисково-разведочного этапа Северо-Хоседаюского месторождения показывает более сложные связи между данными сейсморазведки и реальным строением объекта.

С целью прироста запасов нефти здесь следует обратить внимание на Южно-Седьягннскую структурно-рифовую, Западно- и Восточно-Седьягинскую ловушки, ограниченных по простиранию барьера тектоническими нарушениями вала Сорокина. Далее по простиранию: Морейюская, Западно-Леккеягинская и др.

Сопутствующим направлением является поиск и проверка продуктивности биостромных ловушек, т.к. они могут являться спутниками основного барьера и быть высокоперспективными, имея в качестве покрышек депрессионные толщи заполнения (седьюскую или болыиекеранскую). Надрнфовые фаменские пласты,

! 4

представляющие структуры облекания, также требуют специальной проверки, так как над рифами они могут быть самостоятельными ловушками.

При формировании краевых рифогенных построек в депрессионной зоне на определенном расстоянии образуется обломочный шлейф, в пределах которого могут формироваться литологические залежи, типа Баганской. Ширина этого шлейфа - 5-6 км, а протяженность соизмерима с протяженностью барьера. Проверка и целенаправленный поиск скоплений УВ в этой зоне является одной из основных задачей реализации «краевого» направления.

Существенным направлением, которое интенсивно реализуется на практике, является Саццивей-Баганская зона карбонатных банок. В пределах карбонатных банок требуют проверки Веякская-2, Восточно-Всякская, Лек-Макарихинская, Усть-Макарихинская рифо генные ловушки. Для Западно-Саидивейской, Сандивейской I и Восточно-Веякской структур показано наиболее приоритетное месторасположение разведочных скважин. В частности бурение скважины на Западно-Саидивейской площади позволит прирастить запасы нефти в объеме до 1 млн.тонн, на Восточно-Веякской - перевести часть предварительно оцененных запасов категории Сг в категорию разведанных - Сь Также, необходимо закончить картирование южной части Южно-Баганской органогенной постройки и одиночных построек вокруг нее.

Склоны карбонатных банок представляют, также как и в барьерном направлении, особый интерес и обособляются в еще одно направление. Здесь возможны литологические залежи обломочного шлейфа рифогенных образований типа Хатаяхской (биостром). Небольшая мощность таких ловушек, тем не менее, может контролировать существенные залежи.

В депрессионной зоне перспективными являются одиночные и групповые рифо генные ловушки. Согласно условиям образования они будут более перспективными, чем рифовые купола в пределах банок т.к. должны иметь надежные фаменские покрышки. Поэтому принципиальное значение имеет доразведка Северо-Хаяхинского одиночного рифа, для чего рекомендуется бурение поисковой скважины в гребне постройки, для подтверждения нефтеносности залежи и изучения ее продуктивной характеристики. В случае получения здесь положительного результата подобные рифы Баганской группы и Хоседаюского вала приобретут приоритетное значение.

Специальных исследований требует раннесирачойская зона краевых рифов, особенно в пределах Варандей-Адзьвинской НТО. Здесь перспективным объектом является Тобойский вал. Рекомендуется также провести переобработку сейсмического материала к северу от намеченной зоны евлановско-пивенского краевого рифа.

Вдоль гряды Чернышева установлено еще одно направление, связанное с франско-фаменскими зонами рифогснных образований. В пределах Южно* Хоседаюской структуры, находящейся на сочленении Хорейверской впадины и ■ряды Чернышева, где плотность сейсмопрофилей удовлетворяет требованиям для

4

постановки глубокого бурения, рекомендуется заложение поисковой скважины на пересечении профилей 20990-06 н 20990-24.

\ Еще одним направлением является Восгочно-Салюкинская группа. Здесь для

Южно-Салюкинской и Северо-Молваюской построек франско-фаменского возраста также рекомендуется бурение скважин для поисков залежей нефти.

Подводя итог сказанному, можно констатировать, что доманиково-турнейский НГК рассматривается как направление, связанное со структурными, структурно-литологнческими и тектоническими ловушками рифогеиного типа. Залежи предполагаются редко крупные, в основном средине и мелкие. Первоочередными являются Цетрально-Хорейверское поднятие, Сандивей-Баганская зоны рифогенных ловушек, а также депрессионная зона одиночных рнфогенных ловушек.

V Настоящие рекомендации составлены с учетом предстоящей активизации

геологоразведочных работ в Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НТО связанной с выходом в этот район таких крупнейших нефтяных компаний как ОАО

^ «НК «Роснефть» и АО «Лукойл».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Доманиково-турнейский карбонатный комплекс обладает высоким нефтегазовым потенциалом как в исследуемых Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НТО, так и в целом по Тимано-Печорской провинции. Палеогеографические особенности его формирования, сложность строения и специфичность зонального распределения залежей УВ (рифовые, депрессионные, шельфовые) обособляют его в отдельное направление

геологоразведочных работ. Разведенность запасов комплекса составляет 31 %, при этом приведенные в диссертации обобщения и анализ в определенной степени позволяют наметить новые направления поисков перспективных объектов;

2. В южной части некомпенсированной Хорейверской впадины формирование органогенных построек (зона карбонатных банок и сопредельные одиночные рифы) напрямую связано с тектонической деятельностью в начале раннефранского века, вследствие тектонической нагрузки со стороны Колвинского мегавала и гряды Чернышева. Центральная и северная часть впадины формировалась в более стабильной обстановке, что и отразилось на современном строении.

3. Выделяемые в работе циклы седиментации, во время которых сформировались системы краевых рифов, являются однопорядковыми. Это подтверждается примерно одинаковой высотой входящих в них рифовых массивов (130-230 м), что в свою очередь, указывает на необходимость равного подхода к оценке перспектив их нефтепшосности.

4. Получение притока нефти из облекающих фаменскнх пластов в параметрической скважине № 1-Северо-Хаяхинская, пробуренной на склоне одиночной рнфогенной постройки, определяют дальнейшие перспективы нефтегазоносности подобных одиночных структур в депрессионной литояого-фациальной зоне Хорейверской НГО.

3. Анализ размещения выявленных залежей в доманнковых отложениях франского яруса позволило условно выделить Баганско-Хатаяхскую и Верхнемакарихинско-Колвависовскую зоны нефтенакопления, первая вдоль тектонического нарушения, перекрытого отложениями тиманской свиты, узкой полосой продолжается на север от Баганского до Верхнелыдумыпькского поднятия, вторая прослеживается на северном продолжении Средне-Макарихинской структуры. На востоке Хорейверской впадины выделена Колвинская зона нефтенакопления.

и

Список опубликованных работ автора по теме диссертации.

Статьи.

1. Нефтеносность позднедевонских рифогенных образований Хорейверской впадины. Нефтяное хозяйство, 2002, № 3.

2. Карбонатные башен Хорейверской впадины приоритетное направление ГРР. Нефтяное хозяйство, 2003, № 9.

Доклады.

3. Перспективы нефтегазоносности позднедевонских рифогенных образований Хорейверской НГО, научно-техническая конференция и выставка «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ НиГ им. И.М. Губкина, Москва, 2001,19 с.

4. Формирование органогенных построек в позднедевонском карбонатном комплексе северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Пятая всесоюзная конференция молодых ученых, специалистов, аспирантов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии газовой промышленности», РГУ НиГ им. И.М. Губкина, Москва, 2003,24 с.

>

Л?

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 10О _Заказ Ю_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ им. И.М. Губкина Тел.: 135-84-06,930-97-11. Факс: 135-74-16

I i

V

1

;

14 8 0 7

«

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Сысоев, Юрий Альфредович

Список рисунков

Список таблиц

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

Развитие взглядов на строение и нефтегазонос

§ 1.1 ность Тимано-Печорской провинции, основные этапы изучения 2 Основные черты геологического строения северо- ^^ восточной части Тимано-Печорской провинции

ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ДОМАНИКО

Глава 2. 42 ВО-ТУРНЕИСКОГО КАРБОНАТНОГО НГК

§ 2.1 Характеристика доманиково-турнейского НГК . Классификация ловушек и залежей доманиково

§2.2 59 турнейского НГК

ФОРМИРОВАНИЕ ДОМАНИКОВО-ТУРНЕЙСКОГО КАРБОНАТ

Глава 3. 73 НОГО КОМПЛЕКСА

§ 3.1 Критерии выделения рифовых комплексов

§ 3.2 Этапы развития позднедевонского бассейна

Глава 4. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

§ 4.1 Характеристика локальных структур g 4 2 Характеристика и перспективы нефтеносности зон нефтегазонакопления

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПТИМИЗАЦИИ И ВЫБОРУ ПРИОРИ

Глава 5. ~ 14 3 ТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ . Совершенствование методики и выбор оптималь

§5.1 143 ного комплекса геологоразведочных работ . -L4J 2 Приоритетные направления геологоразведочных работ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геологическое строение, эволюция и нефтегазоносность доманиково-турнейского карбонатного комплекса в северо-восточной части Печорской синеклизы"

Актуальность работы. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) в связи с сокращением фонда ловушек нефти и газа антиклинального строения, большое значение приобретают ловушки, связанные с органогенными постройками неантиклинального типа доманиково-турнейского (D3dm-Clt) нефтегазоносного комплекса (НГК) . Наиболее полное развитие данный комплекс получил в северо-восточной части Печорской синеклизы - Хорейверской впадине и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Региональная продуктивность здесь была установлена в 80-х годах прошлого века и на сегодняшний день Хорейверская и Варандей-Адзьвинская НГО занимают одно из ведущих мест в ряду перспективных нефтегазоносных областей ТПП.

Большая часть выявленных залежей в этом комплексе связана с краевыми рифогенными образованиями, пересекающими все крупные тектонические элементы с юго-запада на северо-восток, а также, с отдельными имеющими изометрическую форму карбонатными банками, одиночными и групповыми рифовыми массивами в области развития открытого шельфа - некомпенсированной доманиковой впадины.

Начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО составляют около 30 % НСР ТПП. Перспективные и прогнозные ресурсы - 26 % от перспективных и прогнозных ресурсов ТПП.

До недавнего времени залежи УВ доманиково-турнейского НГК выявлялись нередко случайно при разведке структурных ловушек преимущественно силурийского возраста, что было обусловлено пробелами в изучении закономерностей строения и размещения неантиклинальных объектов. В результате было выявлено широкое распространение органогенных структур и приуроченность к ним промышленных запасов УВ, высокая продуктивность обнаруженных залежей и большая экономическая эффективность их освоения (Ардалинское месторождение, недропользователь ОАО «Полярное сияние»).

В последние годы условия подготовки объектов для постановки глубокого бурения сильно усложнились. Это связано, в первую очередь, с неоднородным составом карбонатных отложений доманиково-турнейского НГК, значительными глубинами его залегания и сложным строением ловушек углеводородов комбинированного типа (структурно-стратиграфических с литологическими или тектоническими экранами, структурно-литологических и др.). Одновременно происходит уменьшение размеров ловушек. Это предопределило необходимость целенаправленного изучения закономерностей распространения этих структур, особенностей их строения, фильтрационных характеристик резервуаров органогенных ловушек и приуроченных к ним залежей УВ, а также разработку методов их прогноза, поиска, разведки и промышленного освоения. Повышение успешности дальнейших поисково-разведочных работ во многом определяется уровнем научных знаний базирующихся на результатах предыдущих исследований, а эволюционно-генетический подход по изучению зон развития органогенных построек позволит расширить представления об их эволюции и уточнить основные этапы формирования ловушек и залежей нефти и газа. Следовательно, актуальность диссертациион-ной работы не вызывает сомнений.

Целью работы является установление общих закономерностей в современном строении доманиково-турнейского НГК северо-восточной части Печорской синеклизы, геологической истории развития, что позволяет выделить зоны нефтегазонакопления и дать качественный прогноз перспектив нефтегазоносности при этом наметив основные направления дальнейших поисково-разведочных работ в Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО.

В соответствие с поставленной целью решались следующие задачи: обобщен и проанализирован имеющийся геолого-геофизический материал, а также результаты многолетних исследований по истории геологического развития Тимано-Печорской провинции выполненный в разные годы большим количеством авторов; на основании базиса предыдущих геологических изысканий в провинции, проведена дробная корреляция позднедевонских отложений Хорейверской и Варандей-Адзьвинской НГО; приведена современная типизация выявленных ловушек и залежей позднедевонского карбонатного комплекса; выполнено построение схем палеографии стратиграфических (трансгрессивных) подразделений франского и фаменского ярусов позднего девона; в результате генетической типизации позднедевонских отложений проведено нефтегазогеологическое районирование зон нефтегазонакопления и выделение 3-х категорий перспективных земель в рамках исследуемого района; оптимизация методики поисков ловушек нефти в органогенных постройках и обоснование приоритетных направлений геологоразведочных работ. Практическое значение и реализация результатов исследований.

Использование проведенного в работе анализа на практике, позволит повысить эффективность работ на нефть и газ за счет выявления ловушек УВ во вновь установленных зонах краевых рифов в северной части исследуемых НГО, в карбонатных банках и в разнотипных одиночных и групповых органогенных образованиях. С этой целью даны рекомендации по оптимизации и приоритетным направлениям ГРР, выполненные с учетом выхода в этот район таких крупнейших нефтяных компаний как ОАО «НК «Роснефть» и АО «Лукойл».

Апробация работы.

Основные положения теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы обсуждались на научно-техническом совете ОАО «Северная нефть», научных конференциях РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

По теме диссертации автором опубликованы две статьи.

Фактическим материалом, положенным в основу диссертации явились первичные фактические материалы более 100 параметрических, поисковых и разведочных скважин; результаты сейсмораз-ведочных работ; петрофизических исследований и т.д. Учитывались и использовались опубликованная и фондовая литература по литологии, стратиграфии, тектонике, сейсмофациальному анализу и нефтегазоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции созданная специалистами ТПО ВНИГРИ, ВНИГНИ, ИГиРГИ, ОАО «Севергеофизика», ПечорНИПИнефть, ГФУП «Ухтанефтегазгеология».

Автором при написании данной работы использовалась терминология свободного пользования «рифогенная зона», «рифоген-ные фации», «краевой риф», «карбонатная банка» и др., для обозначения зон развития органогенных построек, вмещающих их пород и толщ, не внося в эти термины определенного палеогеграфического понятия. В процессе подготовки использовался справочник под редакцией И.Т. Журавлевой [59].

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав изложенных на 167 страницах, заключения; иллюстрирована 45 рисунками и 4 таблицами; список использованной литературы включает 101 наименование.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Сысоев, Юрий Альфредович

Основные результаты проведенных исследований сводятся к ^ следующему:

1. Дана принципиальная модель строения краевых, депрессионных и шельфовых зон, учитывающая полицикличность процессов рифообразования.

2. На основании морфогенетических критериев выполнена типизация ловушек и залежей УВ; для основных из них приведены модели геологического строения. Такая типизация позволяет повысить локальный прогноз и может явиться основой для выбора оптимальной методики и рационального комплекса ГРР.

3. Установлено более циклическое строение краевой рифогенной зоны Центрально-Хорейверского поднятия, севернее выделено и протрассировано четыре зоны краевых рифов: раннедо-маникового, позднедоманикового, речицкого и раннесира-чойского, разобщенных толщами заполнения: тобысьской, веселокутской, ветласянской.

4. Восстановление сложной палеогеографической обстановки на границе франского и фаменского веков изобилующих трансгрессивными (фации рифовые и закрытого шельфа) и регрессивными (фации открытого шельфа и склона рифа) этапами седиментации в процессе которых образовывались соответственно мощные рифогенные осадки и глинисто-сульфатно-карбонатные толщи заполненния.

5. Произведено районирование перспективных земель доманиково-турнейского НГК по трем категориям: к 1-ой категории (с плотностью УВ более 30 тыс. тонн) относится ЦХП, ко 11-ой (с плотностью УВ 10-30 тыс. тонн) - центральная и южная часть Хорейверской впадины, южная части вала Сорокина, зона краевых рифов севернее ЦХП, ifc* к III-ей (с плотностью менее 10 тыс. тонн) - южная часть

Варандей-Адзьвинской НГО и вся шельфовая часть, приходящаяся на северную часть Хорейверской впадины, вала Сорокина и Варандей-Адзьвинской НГО.

Основные положения, защищаемые в диссертации:

1. Закономерности размещения залежей нефти в доманиково-турнейском НГК северо-восточной части Тимано-Печорской впадины.

2. Модель позднедевонского бассейна седиментации, учитывающая полицикличность процессов рифообразования, ограниченность развития построек внутри некомпенсированной впадины, совмещение зон краевых рифов.

3. Типизация ловушек и залежей доманиково-турнейского карбонатного комплекса.

4. Характеристика и перспективы нефтеносности зон нефтенакопления.

5. Оптимизация методики поисков и приоритетные направления ГРР на базе количественной оценки перспектив нефтеносности ЗНН и локальных объектов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Сысоев, Юрий Альфредович, Москва

1. Аксенов А.А., Королюк И.П., Гогоненков Г.Н., Вандельштейн Б.Ю., Новиков А.А. , Филиппов Б.П. «Нефтегазоносность ловушек органогенного типа». Монография., 95-99 с.

2. Алексин А.Г., Хромов В.Т., Аббасов И.А., Стасенков В.В,

3. Состояние поисков и разведки залежей нефти и газа в ловушках неантиклинального типа. Обз. инф, серия "Нефтегазовая геология и геофизика", М., ВНИИОЭНГ, 1983г. 45с.

4. Анищенко Л.А., Данилевский С.А. Прогноз зон нефтегазонакопления в основных нефтегазоносных комплексах Тимано-Печорской провинции. Тр. IX геологической конференции Коми АССР Борисов А.В. Сыктывкар, 1981, 27-31 с.

5. Багринцева К.И. Оценочно-генетическая классификация карбонатных коллекторов. Геология нефти и газа, 1976, № 9, 23-29 с.

6. Багринцева К.И. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. М., Недра, 1977. 220 с.

7. Бакиров А. А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр М., Недра, 1973 - 344с.

8. Бакиров А.А. , Бакиров Э.А., Мелих-Пашаев B.C., Юдин Г.Т. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. Под редакцией Бакирова А. А. Учебник для вузов. Изд.2-е, перераб. и доп. М., "Высшая школа", 1976, 416с.

9. Бакиров А. А., Бакиров Э.А., Дмитриевский А.Н., Мстиславская Л. П. Системные исследования при прогнозировании нефтегазоносности недр. Под редакцией Бакирова А.А.-М., Недра, 1986, 203 с.

10. Бакиров А.А. , Бакиров Э.А., Мстиславская Л.П. и др. Геологические условия формирования и размещения зон нефтегазонакопления, М., Недра, 1982, 238 с.

11. Барулин Г.И. Геофизические основы регионального прогноза нефтегазоноености. М., Недра, 1983,176с.

12. Беляева Н.В., Жемчугова В.А., Малышева E.O. Условия формирования высокоемких коллекторов верхнего палеозоя Печорского нефтегазоносного бассейна. Тр. X геологической конференции Коми АССР. Сыктывкар, 1987, 5860 с.

13. Богданов Б. П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. Советская геология, № 3. 1987, 44-51 с.

14. Борисов А.В. Типы залежей нефти и газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Труды ПечорНИПИнефть, М., ВНИИОЭНГ, 1980, вып. 8, 3-6 с.

15. Борисов А.В. , Лещенко В.Е., Овчинников Э.Н. Нефтегазовая геология и геофизика. 1978, № 2, 68 с.

16. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1957, 469 с.

17. Вассерман Б.Я., Богацкий В.И., Шафран Е.Б. Ордовикско-нижнедевонский комплекс новый объект для поисков нефтяных и газовых залежей на северо-востоке Европейской части СССР. - Геология нефти и газа. 1977, № 10, 34-40 с.

18. Вассерман Б.Я., Богацкий В.И., Шафран Е.Б. Нефтегазогеологическое районирование Тимано-Печорской провинции. Л., "Труды ВНИГРИ", 1984, 5-16 с.

19. Веймарн А.Б., Милановский Е.Е. Фаменский рифтогенез и глобальные события на рубеже франского и фаменского веков. М., Наука, 1993, 108-119 с.

20. Гелдарт Л., Шерифф Р. Сейсморазведка: в 2-х т., Т. 2. Пер. с англ., М.: Мир, 1987, 400 с.

21. Геодекян А.А., Дубовской И.Т., Матвиевская Н.Д. Палео-геоморфологические предпосылки нефтегазогеологического районирования (на примере верхнедевонско-нижнекаменноу-гольных отложений Тимано-Печорской провинции). М., Наука, 1978, 25-28 с.

22. Головань А. С., Холодилов В.А., Никонов Н.И., Макаревич В.Н. Хорейверская впадина перспективный поисковый объект в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. - Геология нефти и газа, 1984 г. № 12, 5-9 с.

23. Грачевский М.М. и др. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа. Недра, 1969 г., с 44-46.

24. Грачевский М.М. Палеогеоморфологические закономерности распространения нефтегазоносных рифов. В сб. "Методы поисков и разведки погребенных рифов" М.: Наука, 1983 г.

25. Груздева М.А., Лещенко В.Е., Соломатин А.В. Изучение низкоомных карбонатных коллекторов Тимано-Печорского бассейна. Геология нефти и газа, 1971 г., № 3, 45-49 с.

26. Дубовской И.Т., Соломатин А,В. Перспективы нефтегазо-носности рифогенных отложений верхнего девона Большеземельской тундры "Нефтегазовая геология и геофизика",1974 г., № I 12-15с.

27. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Гецен В.Г., Запорожцева И.В, Малышев Н.А., Рыжов И.Н., Соенко В.Л., Тимонин Н.И., Удовиченко Л.А., Юдин В.В. Тектонические критерии прогнозанефтегазоносности Печорской плиты -JI., Наука, 1986 г., 217 с.

28. Дедеев В.А., Гецен В.Г., Запорожцева И.В., Кузнецов А.Г., Малышев Н.А. , Рыжов И.Н., Тимонин Н.И., Удод Г.Д., Юдин

29. В. В. Структура платформенного чехла Европейского Севера СССР Д., Наука, 1982 г., 200 с. (АН СССР Ком филиал, Инт геологии).

30. Дедеев В.А., Аминов Л.З., Беляева Н.В., Чермных В.А. Циклы седиментогенеза и нефтегазоносные комплексы Печорского бассейна. Труды Инст-та геологии КФ АН СССР. Сыктывкар, 1981 г., 13-26 с.

31. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. М. Недра, 1968 г., 385 с.

32. Журавлев B.C. Сравнительная тектоника Печорской, Прикаспийской и Североморской экзогональных впадин Европейской платформы. М. Наука, 1972 г., 363 с.

33. Ильин В.Д., Фортунатова И.К. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов, М., Недра, 1988 г.

34. Керимов В.Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках. М. Недра, 1987 г., 207 с.

35. Креме А.Я., Вассерман В,Я., Матвиевская Н.Д. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа. М., Недра, 1974 г., 336 с.

36. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтезаоносность, М. , Недра, 1978 г., 304 с.

37. Кузнецова , Н.В. Распределение залежей нефти и газа в стратиграфическом разрезе Тимано-Печорской провинции. В кн.: Геология и полезные ископаемые Тимано-Печорской провинции. Сыктывкар, 1975 г., 176-182 с.

38. Кушнарева Т.И. Фаменский ярус Тимано-Печорской провинции. М. Недра, 1977 г., 135 с.

39. Кушнарева Т. И., Матвиевская Н.Д. Рифогенные структуры Печорской депрессии и перспективы их нефтегазоносности. "Геология нефти и газа", 1966 г., 30-34 с.

40. Лисицин А.П. «Лавинная седиментация и перерывы в осадконакоплении в морях и океанах». М., Наука, 1988 г., 309 с.

41. Максимов С.П., Кунин Н.Я., Сардонников Н.М. Цикличность геологических процессов и проблема нефтегазоносности. М. Недра, 1977 г., 279 с.

42. Малышев Н.А. Строение и развитие зоны глубинных разломов в связи с нефтегазоносностью. В сб.: Нефтегазоносность Квропейского Севера СССР, Сыктывкар, 1980 г., 31-36 с.

43. Матвиевская Н.Д., Иванцов Ю.Ф., Яралов Б. А. Новыенефтегазоперспективные объекты и методика поисков насевере Тимано-Печорской провинции. "Геология нефти и газа", вып. 5, 1986 г., 1-5 с.

44. Мкртчян О.И. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты. М.: Наука, 1980 г., 136 с.

45. Моделевский M.1II. Условия залегания нефти и газа южной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна и методика поисковых и разведочных работ. Автореферат дассертации, представленной на соискание ученой степени к.г.м.н. М., 1963 г., 24 с.

46. Наливкин В.Д., Аристова Г.Д., Евсеев Г.П. Ритмичность и нефтегазоносность. В кн.: Цикличность отложений нефтегазоносных и угленосных бассейнов. М. Наука, 1977 г., 3-16 с.

47. Научные основы развития поисково-разведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции. Кол.авторов. -Сыктывкар, 1987, 124 с.

48. Овчаренко А.В. Поиски и разведка залежей нефти и газа в карбонатных комплексах древних платформ. М., Недра, 1985 г., 192 с.

49. Оленин В.Б. Нефтегеологическое районирование по генетическому принципу. М., Недра, 1977 г., 224 с.

50. Осада М.А. Структура поверхности фундамента Большеземельской тундры по геофизическим данным. -Геотектоника, 1968 г., № 11, 8-9 с.

51. ВНИИ экон.минер.сырья и геол.-развед.работ), ВИЭМС, 1984 г., вып.З, 18-22 с.

52. Самсонов В.В., Лебедев Б.А., Пирятинский Б.Г. Зоны нефтегазонакопления главные объекты поисков. - В кн.: Зоны нефтегазонакопления - главные объекты поисков. JI., 1986 г., 5-14 с.

53. Соломатин А.В. и др. Верхнедевонские барьерные рифы Тимано-Печорской провинции и методы их поисков. Сборник "Рифогенные образования нефтеносных областей. Русской платформы" ВНИГРИ, вып.194, М., 1976 г.

54. Современные и ископаемые рифы (термины и определения) под редакцией Журавлевой И.Т., М. , Недра, 1990 г., 15-16, 2022, 67, 76-78, 95-97 с.

55. Теодорович Г. И. Учение об осадочных породах. Л. Гостоптехиздат, 1958, 541 с.

56. Тимонин Н.И. «Печорская плита: история геологического развития в фанерозоя», Екатеринбург, 1998 г.

57. Удот Г.Д. Локальные структуры Печорской плиты в связи с нефтегазоносностью JI., Наука, 1979 г., 96 с.

58. Уилсон Дж.П. «Карбонатные фации в геологической истории», М. Недра, 1980 г., 462 с.

59. Фокин Н.А. Остракоды и некоторые проблемы стратиграфии верхнефранского подъяруса Тимано-Печорской провинции. Геология и нефтегазоносность северо-востока Европейской части СССР. Сб. научных трудов. Сыктывкар, 1977 г., 105107 с.

60. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М. Недра, 1984 г., 222 с.

61. Цзю З.И. Основные черты тектонического развития Тимано-Печорской провинции. В кн.: Геология нефти и газа Европейской части СССР, М., Недра, 1964 г., 3-25 с.

62. Шуйский В.П. Верхнесилурийские и нижнедевонские рифовые комплексы западного склона Урала. Вопросы экосистемного анализа. Свердловск: УНЦ АН СССР, 1983 г., 84 с.б). Фондовая литература:6 8 . Бирок Р.И., Усик В.П., Корсакова С.В., Кацубо Т. Ю.

63. Бирон Р.И. "Обобщение результатов сейсморазведочных работ и глубокого бурения в южной части Хорейверской впадины". Отчет по теме 8960, г. Ухта, ПГО "Печорагеофизика", 1989г.

64. Бирон Р.И. «Обобщение результатов сейсморазведочных работ и глубокого бурения в южной части Хорейверской впадины». Отчет по теме 9160, г. Ухта, ПГО «Печорагеофизика».1991 г.

65. Богданов Б. П. «Разработка рационального комплекса и методики поисков геофизическими методами рифогенных ловушек в отложениях палеозоя Тимано-Печорской провинции». Отчет по теме 8 647, г. Ухта, ПГО «Печорагеофизика», 198 6 г.

66. Бодякин А.А. «Отчет о сейсморазведочных работах на Средне-Колвинской площади за 1986-1987 г.г. (с/п 30287)», г. Печора, ПГО «Печорагеофизика», 1987г.

67. Бодякин А.А. «Отчет о сейсморазведочных работах на Верхнесябушорской площади за 1987-88 г.г. (с/п 30288), г. Печора, ПГО «Печорагеофизика», 1988г.

68. Бунина Л. И. «Отчет о работах Салюкинской с/п № 2 098 6», г. Воркута, ПГО «Печорагеофизика», 1987г.

69. Бушуев Д.А. Отчет о сейсморазведочных работах Тимано-Печорской геофизической с/п 13584 в 1984 году. Г. Ухта, ПГО «Печорагеофизика», 198 5 г.

70. Грицкевич Г.И., Мурзина А.П. «Отчет о сейсморазведочных работах на Веякской площади за 1978-1979 годы (с/п 794)», г. Ухта, ГСЭ Ухтинское ТГУ, 1979 г.

71. Грицкевич Г.И., Мурзина А.П. «Отчет о сейсморазведочных работах на Баганской площади за 1982-1983г.г. (с/п 834) на территории, подчиненной Усинскому горсовет} Коми АССР зимой 1982-1983г.г., г. Ухта, УСЭ ПГО «Печорагеофизика»» , 1983г.

72. Грицкевич Г.И., Мурзина А.П. «Отчет о сейсморазведочных работах на Восточно-Возейской площади за 1983-1984г.г. (с/п 10484) на территории, подчиненной Усинскому горсовету Коми АССР зимой 1983-1984г.г. , г. Ухта. УСЭ ПГО «Печорагеофизика)», 198 5г.

73. Дегчгерева Л. В. Отчет о сейсмокаротажных работах Тимано-Печорской с/п 13583 в 1983 году, г. Ухта, ПГО «Печорагеофизика», 1984 г.

74. Зюзин А.Н. Отчет о сейсморазведочных работах на Веякошорской площади за 1984-85 гг. (с/п № 30285), г. Печора, ПГО «Печорагеофизика», 1986 г.

75. Иванова А.И. Отчет о работах Сандивейской геофизической с/п 7/70-71 в Печорском районе Коми АССР и Ненецком национальном округе Архангельской области зимой 1970-71 гг., г. Ухта, УТГУ, ГСЭ, 1971 г.

76. Иванова А.И. Отчет о сейсморазведочных работах на Сандивейской площади за 1978-79 г.г. (с/п 797), г. Ухта, УТГУ, УСЭ, 1980 г.

77. Иванова А.И. Отчет о сейсморазведочных работах на Сандивейской площади за 1979-80 г.г. (с/п 807), г. Ухта, УТГУ, УСЭ. 1980 г.

78. Коженкова Л.Г. Отчет о сейсморазведочных работах на Хорейверской и Сандивейской площадях за 1977 г. (Хорейверская партия 7720 и Сандивейская 7722) г.Ухта, УТГУ,ГСЭ, 1978 г.

79. Кузькина В.Л. Отчет Хатаяхской сейсмопартии 30491 о результатах поисково-детальных работ в 1991-1992г.г., г. Печора, ГГП «Печорагеофизика», 1993г.

80. Маевская Н.Л. Отчет по теме 8 64 2 "Обобщение сейсморазведочных материалов MOB, МОГТ по южной части Хорейверской впадины", г. Ухта, ПГО "Печорагеофизика", 1986 г.

81. Мижерич С. А. Отчет о сейсморазведочных поисковых и детальных работах на Южно-Хаяхинской площади за 1987-1988 гг. (с/п 30488), г. Печора, ПГО "Печорагеофизика", 1988 г.

82. Мижерич С.А. Отчет о сейсморазведочных поисково-детальных работах на Западно-Сандивейской площади за 198 9-1990 гг. (с/п № 30490). г. Печора. ПГО "Печорагеофизика". 1990 г.

83. Мижерич С.А. Отчет о сейсморазведочных работах с/п 30491 на Хатаяхинской площади (Веякошорский участок) масштаба 1:50000 в 1990-1991 гг., г. Печора, ПГО "Печорагеофизика",1993 г.

84. Москалева Т.М. Отчет о сейсморазведочных работах на Колвинской площади за 1977-1978 гг. (с/п 783), г. Ухта, УТТУ, ГСЭ, 1978г.

85. Никонов Н.И. и др. Отчет по теме: «Обобщение геолого-геофизических материалов по площадям поисково-разведочного бурения ПГО "Ухтанефтегазгеология" с целью выбора первоочередных направлений геологоразведочных работ на 1989-1991г.г.», г. Ухта.1991г.

86. Никонов Н.И. Отчет по теме: «Разработка тектоноседиментационных моделей основных нефтегазопер-спективных толщ и прогноз ловушек различного генетического типа», г. Ухта, ТП ВНИГРИ, 1996г.

87. Павленко Н.Г. , Бакатин A.JI. «Отчет о сейсморазведочных работах на Веякской площади за 1991-1993г.г. (с/п 30293), г. Печора, КГЭ ГГП «Печорагеофизика», 1994г.

88. Пильник Л.Ф. «Отчет Салюкинской партии о результатах детальных сейсморазведочных работ, проведенных в 1987-88г.г. на Салюкинской площади (с/п 20 98 8)», г. Воркута, ПГО «Печорагеофизика», 1988г.

89. Усик В.П. Отчет о сейсморазведочных работах на Сандивейской площади за 1982-1983 гг. (с/п 837), г. Ухта, ПГО "Печорагеофизика", 1983 г.

90. Филимонова З.И. Отчет о сейсморазведочных работах Тимано-Печорской геофизической с/п 8235 в 1982 г., г. Ухта, ПГО "Печорагеофизика", 1984 г.