Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

История формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "История формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции"

На правах рукописи

д/

Лукова Светлана Анатольевна

ИСТОРИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ПОДЦОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ПЕЧОРО-КОЛВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 25.00.12 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соисканне ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

005567930

Москва - 2015

005567930

Работа выполнена в Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (ФГУП «ВНИГНИ»)

Научный руководитель:

Богданов Михаил Михайлович

кандидат геолого-минералогических наук, заведующий сектором «Анализа и обоснования направлений геологоразведочных работ Северо-Западного региона» Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института» (ФГУП «ВНИГНИ»)

Официальные оппоненты:

Боровинских Александр Павлович

доктор геолого-минералогических наук, Группа компаний Нобель Ойл (ООО «Нобель Ойл» (КО)), Советник президента Группы компаний по региональным вопросам в Республике Коми

Никонов Николай Иванович

кандидат геолого-минералогических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Тимано-Печорский научно-исследовательский центр» (ООО «ТП НИЦ»), Главный геолог, заместитель генерального директора

Ведущая организация:

Ухтинский государственный технический университет, Кафедра геологии горючих и твердых полезных ископаемых

Защита диссертации состоится «15» апреля 2015 г. в 10™ часов на заседании диссертационного совета Д 216.015.01, созданного на базе федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ФГУП «ВНИГНИ») по адресу: 105118, Москва, Шоссе Энтузиастов, д. 36, Главное здание.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГНИ», Главное здание, 1 этаж. Электронная версия автореферата размещена на официальном сайте ФГУП «ВНИГНИ» http://www.vnigni.ru и в ВАК при Министерстве образования и науки Российской Федерации http://www.vak.ed.gov.ru

Автореферат разослан <Л^>> февраля 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, / /

кандидат геолого-минералогических наук ^ И.В. Долматова

ОБЩАЯ ХАРАТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на протяжении последних лет добыча углеводородного сырья (УВ-сырья) в результате открытия новых месторождений не компенсируется приростом разведанных запасов нефти и газа. Одним из объектов эффективного воспроизводства запасов углеводородов (УВ) являются недостаточно изученные геолого-геофизическими исследованиями надраннеордовикские поддоманиковые отложения Печоро-Колвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф), содержащие 46% неразведанных ресурсов нефти и газа осадочного чехла. В поддоманиковых нефтегазоносных комплексах (НГК) (карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский, терригенный среднедевонско-франский), где неразведанная часть УВ в структуре начальных суммарных ресурсов (НСР) составляет 52% - на суше и 100% - шельфе, могут быть подготовлены новые направления поисковых работ.

Цель исследования. Научное обоснование новых направлений (зон нефтегазонакопления) поисков месторождений УВ в поддоманиковых отложениях на нераспределенном фонде недр.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие основные задачи:

- провести анализ геолого-геофизической изученности;

- определить состояние ресурсной базы УВ;

обосновать эталон для оценки НСР перспективных зон нефтегазонакопления (ЗНГН) и прогнозных ресурсов нефти категории Одок. выявленных структур;

- выяснить специфические черты геологического строения региона;

- уточнить структурно-тектоническое районирование Печоро-Колвинского авлакогена и его обрамления по подошве отложений доманика;

- охарактеризовать особенности распространения поддоманиковых отложений;

- установить типы ловушек нефти и газа;

- реконструировать по комплексу геологических критериев фанерозойскую историю формирования ЗНГН;

- детализовать распространение установленных ЗНГН;

- выделить и оконтурить перспективные ЗНГН;

- проанализировать современные условия сохранности залежей УВ;

разработать программу поэтапного освоения УВ-потенциала поддоманиковых НГК на нераспределенном фонде недр;

- выявить новые объекты лицензирования.

Научная новизна исследований. Разработана по комплексу геологических критериев совместно для суши, Печороморского шельфа Печоро-Колвинского авлакогена и его обрамления пространственно-временная модель формирования ЗНГН. В основу модели положены впервые выполненные исследования автора по реконструкции фанерозойской истории тектонического развития поддоманиковых НГК на отрезках

времени соответствующих позднекаледонскому, раннегерцинскому, среднегерцинскому, позднегерцинско-раннекиммерийскому этапам и позднекиммерийско-альпийскому циклу тектонегеза. Прослежена длительность формирования ЗНГН. Установлено разнообразие структурных форм, контролирующих ЗНГН. Уточнено структурно-тектоническое районирование региона по основному опорному горизонту - подошве отложений доманика. Впервые обоснован эталон для оценки НСР и прогнозных ресурсов нефти категории Одок. карбонатного НТК, находящегося в автохтоне гряды Чернышева.

Защищаемые положения.

1. Пространственно-временная модель формирования ЗНГН в надраннеордовикских поддоманиковых НГК, созданная по результатам изучения палеотектонических условий нефтегазообразования, аккумуляции и сохранности УВ на отрезках времени соответствующих позднекаледонскому, раннегерцинскому, среднегерцинскому, позднегерцинско-раннекиммерийскому этапам и позднекиммерийско-альпийскому циклу тектогенеза.

2. Установленный контроль ЗНГН разнообразными по морфологии структурными формами II порядка, унаследованными от деформаций поверхности фундамента и наложенными - инверсионными и складчато-надвиговыми.

3. Выявленная особенность распространения ЗНГН, состоящая в их приуроченности к двум различным по литолого-фациальному составу и возрасту НГК и перекрытых регионально развитой надежной покрышкой, но только одного возраста (монохронной) - тиманско-саргаевского.

4. Выполненный качественный прогноз нефтегазоносности поддоманиковых НГК позволил обосновать на нераспределенном фонде недр с учетом уточненной количественной оценки неразведанных ресурсов нефти две перспективные ЗНГН с целью их подготовки к поискам месторождений УВ путем проведения геолого-геофизических исследований и выделить три новых зональных объекта для включения в программу лицензирования.

Практическая значимость. Установленные закономерности распространения ЗНГН в поддоманиковых НГК позволят планировать раздельно на каждый из них виды и объемы геологоразведочных работ (ГРР) за счет бюджетов федерального уровня или недропользователей. Обоснованы рекомендации по приоритетным направлениям изучения поддоманиковых отложений путем выделения зональных объектов в карбонатном и терригенном НГК, находящихся под региональной тиманско-саргаевской покрышкой.

Уточненное структурно-тектоническое районирование по основному опорному горизонту - подошве отложений доманика и установленные закономерности раздельного размещения ЗНГН в карбонатном и терригенном НГК будут способствовать оптимизации размещения скважин на нижние горизонты осадочного чехла. Использование обоснованного эталона для оценки НСР и прогнозных ресурсов нефти категории Б^ок. повысит эффективность ГРР при опоисковании поднадвиговых объектов гряды Чернышева.

Реализация работы. Результаты работы использовались при выполнении государственных контрактов: Министерство природных ресурсов и экологии РФ - ФГУП «ВНИГНИ»; Роснедра - ФГУП «ВНИГНИ»; в генеральных схемах развития нефтяной и газовой отрасли до 2020 и 2030 гг.; в экспертных заключениях на Федеральные Программы работ по региональному изучению недр Северо-Западного ФО; в исследованиях по теме: «Разработать научно-аналитическое обеспечение воспроизводства минерально-сырьевой базы до 2030 г.».

Апробация работы и публикации. Результаты исследований докладывались на Всероссийских конференциях молодых ученых и специалистов в ФГУП «ВНИГНИ» (Москва, 2009-2011 гг.), на XI международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2010» в УГТУ (Ухта, 2010 г.), на международной научно-практической конференции «Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий» в ФГУП «ВНИГРИ» (Санкт-Петербург, 2010 г.), на международной конференции «Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция: перспективы освоения» (Москва, 2012 г.), на юбилейной научно-практической конференции, посвященной 75-летию ООО «ТП НИЦ» (Ухта, 2013 г.), на Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых (Трофимуковские чтения, Новосибирск, 2013 г.), на XVI Геологическом съезде Республики Коми (Сыктывкар, 2014 г.).

Основные положения диссертации изложены в 10 статьях, 6 из которых опубликованы в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки РФ. Самостоятельными являются 3 статьи, в т.ч. 2 - перечня ВАК. Тезисы докладов (всего 9) опубликованы в материалах конференций.

Фактический материал и методы исследования. При составлении геологических документов использовались опубликованные и фондовые материалы ОАО «Архангельскгеолдобыча», ЗАО «Ухтанефтегазгеология», ООО «ТП НИЦ», ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», ОАО «Севергеофизика», ГФУП «ВНИИГеофизика» ОП «Спецгеофизика», Института проблем нефти и газа РАН, Института геологии Коми НЦ УрО РАН, ФГУП «ВНИИОкеангеология» им И.С. Грамберга, ФГУП «ВНИГРИ», ООО «Газпром-ВНИИГАЗ», ФГУП «ВНИГНИ», ОАО «ИГиРГИ» и других организаций.

Работа основана на анализе теоретических и практических разработок JI.3. Аминова, К.И. Багринцевой, Т.К. Баженовой, A.B. Белоконь, М.Д. Белонина, JI.T. Беляковой, В.И. Богацкого, Б.П. Богданова, М.М. Богданова, В.И. Богоявленского, А.П. Боровинских, Б.Я. Вассермана, В.П. Гаврилова, И.С. Грамберга, Ю.Н. Григоренко, Е.Б. Груниса, С.А. Данилевского, В.Н. Данилова, М.В. Дахновой, В.А. Дедеева, Е.Д. Есипчук, A.M. Жаркова, Е.В. Захарова, К.А. Клещева, B.C. Коваленко, А.Я. Кремса, М.И. Лоджевской, В.Н. Макаревича, H.A. Малышева, В.Вл. Меннера, Н.И. Никонова, Н.С. Окновой, A.A. Отмаса, О.М. Прищепы, В.Б. Ростовщикова, К.О. Соборнова, Б.А. Соловьева, А.Г. Сотниковой, A.B. Ступаковой, О.И. Супруненко, Е.Л. Теплова, Н.И. Тимонина,

В.П. Филиппова, Н.К. Фортунатовой, В.Е. Хаина, A.M. Хитрова, В.А. Холодилова, B.C. Шеина, В.В. Юдина и других исследователей.

Достижение намеченной цели и решение поставленных задач реализовывалось путем обобщения и анализа данных бурения 170 скважин, площадного (МОВ-МОГТ 2D - 100 локальных структур) и регионального (МОГТ 2D - 400 пог.км) сейсмопрофилирования. В работе использованы материалы по уточнению количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата суши и акватории Тимано-Печорской НГП по состоянию на 01.01.2009 г. и опубликованные данные геохимических исследований.

Структура и объем работы. Диссертационная работа общим объемом 195 страниц состоит из введения, 5 глав, заключения, содержит 64 рисунка, 23 таблицы. Библиография включает 117 наименований.

Диссертация выполнена во время обучения в заочной аспирантуре ФГУП «ВНИГНИ» (2009-2014 гг.).

За ценные советы и рекомендации диссертант искренне благодарит научного руководителя, заведующего сектором «Анализа и обоснования направлений геологоразведочных работ Северо-Западного региона» ФГУП «ВНИГНИ», к.г.-м.н. М.М. Богданова. За помощь автор признателен заведующему отделением ФГУП «ВНИГНИ», д.г.-м.н. Б.А. Соловьеву, старшему научному сотруднику, к.г.-м.н. А.Г. Сотниковой, геологу П категории О.А. Филипчук. За консультации диссертант благодарен к.г.-м.н. В.И. Богацкому, к.г.-м.н. Б.П. Богданову.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Геолого-геофизическая изученность

1.1. Геофизические методы. Установлено, что изученность Печоро-Колвинского авлакогена на суше сейсморазведочными работами МОГТ 2D -средняя (1,8 пог.км/км2). Шельф исследован неравномерно - 0,1-5,0 пог.км/км2.

1.2. Бурение. Изученность бурением поддоманиковых отложений Печоро-Колвинского авлакогена на суше - средняя (разбуренность - 20,6 м/км, разведанность - 97,2 км2/скв). Шельф бурением практически не освещен (всего 1 скважина).

1.3. Состояние ресурсной базы нефти и газа. В структуре неразведанных ресурсов нефти и газа поддоманиковых НТК на суше преобладают категории D (Di - 52,8%, D2 - 28,7%), на шельфе - Di (100%).

Оценены НСР нефти двух перспективных ЗНГН (Шарью-Заостренская, Яньюская) в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НТК методом интервальной оценки, разработанным О.М. Прищепой (2007, 2008, 2011 гг.). В Шарью-Заостренской ЗНГН НСР нефти (извлекаемая часть) составляют 53,758 млн.т, в Яньюской - 42,508 млн.т. Подсчитаны прогнозные извлекаемые ресурсы нефти категории DinoK. методом геологических аналогий двух выявленных структур в карбонатном НГК, находящихся в автохтоне юга гряды Чернышева (Шарыоская - Шарью-Заостренская ЗНГН и Яньюская-П -

одноименная ЗНГН) с использованием впервые обоснованного эталона -Среднемакарихинское месторождение (Рисунок 1).

Среднемакарихинского месторождения нефти в поддоманиковых отложениях

(По материалам ПГО «Печорагеофизика», 1985 г.)

Рассчитанные прогнозные извлекаемые ресурсы нефти категории О^ок. способом по удельной плотности на единицу площади составляют 2,5 и 0,9 млн.т; на единицу объема - 10,2 и 4,5 млн.т соответственно.

Глава 2. Особенности геологического строения 2.1. Тектоническая позиция Печоро-Колвинского авлакогена в структуре Тимано-Печорской плиты. Печоро-Колвинский авлакоген -надпорядковая структура, расположенная в центральной части Тимано-Печорской плиты, представляет собой межразломный прогиб северо-западного простирания с инверсионными структурными элементами. Печоро-Колвинский мегаблок (900x60x20 км) байкальского фундамента входит в состав Печороморско-Большеземельского геоблока. Складчатый фундамент сложен позднепротерозойскими метаморфическими породами с интрузивными и эффузивными образованиями. Глубина залегания фундамента от 4,0-4,5 км на поднятиях и 6,0-7,0 км во впадинах на севере, до 10,0-11,0 км - на юге. Правосторонними сдвигами амплитудой 5,0-10,0 км мегаблок расчленен на пять сегментов. Фундамент прослеживается по ОГ VI (РИг). В мегаблоке выделяются разнотипные тектонические элементы I порядка: Лебединско-Кыртаельская межразломная, Денисовская структурная зоны, Колвинская система приразломных дислокаций.

В осадочном чехле по основному опорному горизонту - подошве отложений доманика в Печоро-Колвинском авлакогене выделяются структуры I порядка - Печоро-Кожвинский и Колвинский мегавалы, Денисовская структурная

зона. В их пределах локализованы структуры П порядка - Лебединский, Мутноматериковый, Лыжско-Кыртаельский валы (Печоро-Кожвинский мегавал); Ярейюский, Инзырейский, Харьягинский, Возейский, Усинский, Леккерский валы (Колвинский мегавал); Колоколморский, Шапкина-Юрьяхинский, Денисовский, Лодминско-Командиршорский валы, Печороморское, Носовое поднятия, Восточно-Колгуевская, Усть-Печорская депрессии, Зверинецкая перемычка (Денисовская структурная зона). Установлено несоответствие выделенных в работе по подошве отложений доманика элементов тектонического районирования I, П порядков отдельным структурам по поверхности фундамента и по кровле карбонатов «карбона-нижней перми», закартированным ранее другими исследователями.

Авлакоген сочленяется со структурами, выделенными по подошве отложений доманика: на севере - с Северо-Печороморской, северо-западе -Мапоземельско-Колгуевской моноклиналями, западе - Ижма-Печорской синеклизой. На северо-востоке, востоке - Большеземельско-Печороморской антеклизой, в состав которой входят элементы I порядка - Русская моноклиналь, Морская седловина (шельф), Болынеземельский свод (шельф, суша). На юго-востоке и юге авлакоген обрамлен структурами I порядка Предуральского прогиба - грядой Чернышева, Болыпесынинской и Верхнепечорской впадинами, Среднепечорским поперечным поднятием.

Приведено описание геологических моделей строения зон сочленения авлакогена с обрамлением. В основе моделей лежат представления о том, что Чаркаю-Пылемецкий, Илыч-Чикшинский, Западно- и Восточно-Колвинские, Шапкина-Юрьяхинский и другие разломы являются листрическими. Выполнен обзор взглядов на природу их проявления (P.E. Айзберг, Д.А. Астафьев, Р.Г. Гарецкий, Е.Д. Есипчук, A.B. Кудельский, КО. Соборнов, Н.И. Тимонин, Г.Е. Яковлев и другие). Рассмотрено время образования сдвиговых деформаций (В.И. Богацкий, И.С. Грамберг, В.Н. Данилов, H.A. Малышев, КО. Соборнов, О.И. Супруненко, А.И. Тимурзиев, Н.В. Шаблинская, В.В. Юдин и другие).

2.2. Нефтегазоносные комплексы. В поддоманиковых отложениях выделяется два НГК - карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский и терригенный среднедевонско-франский. Карбонатный представлен отложениями среднего и верхнего ордовика, нижнего и верхнего силура, нижнего девона. НГК несогласно залегает с вышележащими и подстилающими образованиями. Кровля комплекса расположена на абсолютных отметках 30005200 м. Его мощность изменяется от 0 до 4500 м. При описании литологических особенностей поддоманиковых НГК использованы материалы ФГУП «ВНИГРИ» (2009 г.).

Отложения среднего ордовика представлены маломакарихинской свитой, сложенной доломитами, аргиллитами, сероцветными песчаниками. Отложения верхнего ордовика - в объеме ашгиллского яруса. В его составе выделяются усть-зыбский, малотавротинский и салюкинский горизонты. Усть-зыбскому отвечает баганская свита. Малотавротинскому - мукерская и хорейверская

свиты, салюкинскому - одноименная. Баганская свита сложена серыми известняками, серо-коричневыми доломитами. Мощность - 60-160 м. В подошве баганской свиты прослеживается ОГ V (О1-О2?). Мукерская -сероцветными доломитами, сульфатами. Мощность - 55-140 м. Хорейверская -переслаиванием сероцветных доломитов, гипсов, ангидритов, аргиллитов. Мощность - 20-60 м. Салюкинская - доломитами мощностью до 20 м.

Отложения нижнего силура слагают лландоверийский и венлокский ярусы. Лландоверийскому ярусу отвечает джагальский и филипъельский горизонты. Джагальскому горизонту соответствует макарихинская свита, представленная доломитами мощностью до 330 м. Объему филипъельского горизонта - сандивейская свита, сложенная доломитами мощностью 200-220 м. Венлокскому ярусу - седъельский горизонт, которому соответствует веякская свита, сложенная известняками и доломитами. Мощность свиты до 790 м. Верхний силур представлен частично размытыми отложениями (Колвинский мегавал, Болыпеземельский свод) лудловского и пржидольского ярусов. Лудловскому ярусу отвечает гердъюский горизонт, представленный одноименной свитой, сложенной известняками с прослоями доломитов, мергелей. Мощность отложений до 400 м. Пржидольскому - гребенский, представленный в объеме пашнинской свиты. Отложения сложены известняками и доломитами, мощностью 200-300 м.

В раннедевонскую эпоху накапливались отложения лохковского, пражского и эмского ярусов. Лохковскому ярусу отвечают овинпармский (кумжинская свита) и сотчемкыртинский (ванейвисская свита) горизонты. Ярус представлен известняками и доломитами с пачками аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мощность отложений — 500-700 м. В подошве отложений лохковского яруса прослеживается ОГ Ш-ГУ (8-01?). Пражско-эмская нерасчлененная часть нижнего девона, развитая в восточных районах провинции, слагается песчаниками и алевролитами мощностью 200-300 м. Вблизи кровли нижнего девона прослеживается ОГ Ш1 (О^. Формационный облик отложений НГК - терригенно-сульфатно-карбонатный. В формации выделяются субформации - галогенно-терригенно-карбонатная средне-позднеордовикского возраста; известняково-доломитовая - силурийского; терригенно-сульфатно-карбонатная - раннедевонского.

В карбонатном НГК залежи УВ установлены в верхнем ордовике, нижнем, верхнем силуре, нижнем девоне. Всего на 48 площадях, в т.ч. нефтяные на 47, газоконденсатная - 1 (Западно-Командиршорское-П). В Печоро-Колвинском авлакогене залежи УВ мелкие. Глубины залегания нефтяных залежей - 30554160 м, газоконденсатной - 4543-4599 м. Нефти - легкие и средние.

Терригенный НГК включает отложения эйфельского, живетского ярусов среднего девона и нижне- и среднефранского подъяруса верхнего девона. Абсолютные отметки залегания НГК - 1600-4900 м. Мощность - 100-1000 м. В пределах Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов разрез эйфельского яруса характеризуется развитием толщи песчаников и алевролитов мощностью

500-900 м. Живетский представлен старооскольским надгоризонтом, сложенным песчаниками мощностью 30-150 м.

Преимущественно терригенные отложения нижней части франского яруса включают яранский, джъерский, таманский горизонты и средней -саргаевский. Разрез яранско-джъерских отложений в пределах Печоро-Кожвинского мегавала и Шапкина-Юрьяхинского вала слагается грубообломочными терригенными породами ронаельской и среднешапкинской свит мощностью до 700 м. На Колвинском мегавале отложения представлены песчаниками, гравелитами, алевролитами хыльчуюской свиты мощностью до 150 м. Мощность джъерского горизонта (эффузивно-терригенная толща) достигает 120-150 м. В кровле джъерского горизонта прослеживается ОГ Ilbzv. Тиманский - сложен аргиллитами, алевролитами, песчаниками с прослоями карбонатных пород. Саргаевский - аргиллитами, мергелями, глинистыми известняками. На сейсмогеологических разрезах тиманский и саргаевский горизонты выделяются как единая толща мощностью 50-120 м. В кровле тиманско-саргаевской толщи (подошва отложений доманика) прослеживается ОГ Did (DjEz). Формационный облик отложений НГК -олигомиктовый, эффузивно-терригенный, сероцветный карбонатно-терригенный.

В терригенном НГК Тимано-Печорской НГП залежи УВ выявлены в отложениях эйфельского, живетского ярусов среднего девона, нижне- и среднефранского подъярусов верхнего девона на 63 площадях, в т.ч. нефтяные на 49, нефтегазоконденсатные - 6 , газонефтяные - 4, газоконденсатные - 1, газовые - 3. В Печоро-Колвинском авлакогене крупные залежи нефти установлены на 2 площадях (Усинская, Возейская), средние - на 5 (Южно-Лыжская, Харьягинская, Кыртаельская, Инзырейская, Южно-Ошская), мелкие -на 22. Газовые залежи мелкие. Залежи с нефтяной составляющей вскрыты на глубинах 1800-4756 м, газовой - 1710 - 3322 м. Нефти, в основном, легкие.

Региональной покрышкой для карбонатного НГК является монохронная тиманско-саргаевская толща. В регионах, где НГК перекрыт эйфельско-джьерской песчано-алевролитовой толщей, залежи УВ отсутствуют. Отдельные исключения (Возейская залежь - Печоро-Колвинский авлакоген; Западно-Леккейягинская и Тобойско-Мядсейская - Варандей-Адзьвинская структурно-тектоническая зона) объясняются развитием зонального внутрикомплексного флюидоупора в карбонатном НГК.

В карбонатном НГК нефтегазоматеринские горизонты (НГМГ) установлены в отложениях нижнего, верхнего силура, нижнего девона Денисовской структурной зоны и Колвинского мегавала (Т.К. Баженова и др., 2008 г.). Концентрация органического (некарбонатного) углерода-носителя и «индикатора» органического вещества (С„к) в НГМГ нижнего силура - 0,150,40%. Мощность НГМГ - 20-200 м. НГМГ субдоманикоидного типа. Плотность эмиграции жидких УВ - 200-500 тыс.т/км2, газообразных - 100-200 млн.м3/км2. НГМГ среднепродуктивные. В отложениях верхнего силура концентрация С„к в НГМГ - 0,15-0,55%. Мощность НГМГ - 50-80 м. НГМГ -

субдоманикоидного типа. Плотность эмиграции жидких У В - 500-1000 тыс.т/км2, газообразных - 100-500 млн.м3/км2. НГМГ - высокопродуктивные. В нижнем девоне концентрация Снк в НГМГ - 0,25-1,5%. Мощность НГМГ - 100500 м. НГМГ - субдоманикоидного и доманикоидного типов. Плотность эмиграции жидких УВ - 500-5000 тыс.т/км2, газообразных - 200-500 млн.м3/км2. НГМГ - высокопродуктивные. Фациально-генетический тип ОВ нижнего и верхнего силура - сапропелевый, нижнего девона - гумусово-сапропелевый.

В терригенном НГК выделены НГМГ в отложениях среднего девона и в тиманско-саргаевских. В среднем девоне концентрация С„к в НГМГ - 0,25-1,5%. Мощность НГМГ - 20-250 м. НГМГ - субдоманикоидного и доманикоидного типов. Плотность эмиграции жидких УВ - 100-500 тыс.т/км2, газообразных -50-200 млн.м3/км2. НГМГ - средне-высокопродуктивные. В тиманско-саргаевских содержание Снк не превышает 0,2%. Мощность НГМГ - 20-200 м. Плотность эмиграции жидких УВ - 20-100 тыс.т/км2, газообразных - 20-150 млн.м3/км2. НГМГ - низко-среднепродуктивные. Фациально-генетический тип ОВ среднего девона и тиманско-саргаевских - гумусово-сапропелевый.

Катагенез ОВ в подошвах: верхнего силура - АК1-АК1-3; нижнего девона - МКз-МК5; верхнего девона - МК2-МК4. Палеоглубина верхней границы ГЗН -1,5 км (катагенез ОВ-МКь палеотемпература - 80-90°С); нижней - 3,2 км (катагенез ОВ - МК4, палеотемпература - 150-160°С). «Нефтяное окно» - на палеоглубинах 1,5-3,2 км.

2.3. Ловушки нефти и газа. В поддоманиковых отложениях выделяются ловушки структурного, стратиграфического, литологического типов и их комбинации (Н.С. Окнова, 1998 г., 2008 г.).

Ловушки структурного типа широко распространены в поддоманиковых НГК. Ведущими факторами экранирования залежей УВ в ловушках структурного типа, наряду с антиклинальными перегибами, являются деформации типа сброса или взброса. Ловушки структурного типа со сбросовыми экранами установлены на Лаявожской, Усинской, Возейской, Харьягинской, Северо-Харьягинской, Северо-Лаявожской, им. Ю.Россихина, Северо-Мишваньской, им. Р. Требса, Западно-Командиршорской-П, Западно-Баганской, Западно-Хатаяхской площадях. Взбросовое экранирование было обусловлено инверсионными и складчато-надвиговыми движениями. Перспективы обнаружения ловушек структурного типа со сбросовыми экранами связаны с Восточно-Колгуевской, Усть-Печорской депрессиями. Ловушки структурного типа со взбросовыми - прогнозируются в Печоро-Кожвинском, Колвинском мегавалах, гряде Чернышева. В юго-восточной части Большеземельского свода на Среднемакарихинском месторождении установлены залежи нефти экранированные: сбросом в отложениях верхнего ордовика; надвигом - в нижнем силуре. В поддоманиковых НГК ловушки структурного типа выявлены во всех тектонических элементах региона -Западно-Командиршорская, Южно-Лыжская, Югидская, Южно-Лиственичная, Инзырейская, Кыртаельская, Южно-Кыртаельская, Западно-Соплесская,

Леккерская площади. Ловушки структурного типа встречаются в комбинации со стратиграфическими (Возейская) и литологическими (Усинская).

Ловушки стратиграфического типа в карбонатном НТК установлены в нижнем, верхнем силуре и нижнем девоне; в терригенном - в среднем девоне. Основным фактором их формирования является предтиманский размыв. Вплоть до верхов нижнего силура размыты отложения в пределах Лодминско-Командиршорского вала; центральной и западной частях Большеземельского свода. Благоприятными для образования комбинированных ловушек структурно-стратиграфического типа являлись зоны сочленения Колвинской палеодепрессии и Большеземельского свода.

Ловушки литологического типа выявлены в терригенном НТК. Выделяются литологически экранированные и литологически ограниченные. Литологически экранированные приурочены к зонам регионального выклинивания терригенного среднего девона-франа. Региональные зоны выклинивания установлены на склонах: восточном Колвинского мегавала, северном Лодминско-Командиршорского вала, восточном Шапкина-Юрьяхинского. Литологически ограниченные - в таманских отложениях Ижма-Печорской синеклизы (Лузское месторождение), Печоро-Кожвинского мегавала (Северо-Кожвинское, Северо-Югидское, Южно-Кыртаельское), на восточном склоне Большеземельского свода (Седьягинское). Ловушки линзовидного строения.

Глава 3. История формирования зон нефтегазонакопления

Представлен обзор взглядов известных ученых на понятие «ЗНГН» (A.A. Бакиров, И.О. Брод, H.A. Еременко, А.Н. Золотов, М.К. Калинко, B.C. Лазарев, М.Ф. Мирчинк, О.М. Прищепа, A.A. Трофимук, В.Е. Хаин и другие). В работе понятие «ЗНГН» принято согласно «Методическому руководству...» (ВНИГНИ, 2000 г.).

В истории формирования ЗНГН выделяются три цикла тектогенеза -каледонский, герцинско-раннекиммерийский, позднекиммерийско-альпийский. В каледонском и герцинско-раннекиммерийском циклах обособлены соответствующие им этапы тектогенеза - позднекаледонский, раннегерцинский, среднегерцинский и позднегерцинско-раннекиммерийский.

Позднекаледонский этап тектогенеза (среднеордовикская раннедевонская эпохи) характеризуется продолжением процессов растяжения в режиме рифтогенеза, которые вызвали образование в верхней части коры криволинейных листрических разломов - Припечорской системы (Чаркаю-Пылемецкий, Илыч-Чикшинский), Шапкина-Юрьяхинского, Западно- и Восточно-Колвинских. Вблизи поверхности карбонатного НГК разломы представляли собой нормальные сбросы. К концу этапа вдоль разломов наметилась дифференциация структуры карбонатного НГК на ряд стабильных и тектонически активных зон. В их пределах обособились приразломные линейные палеограбеновые прогибы - Печоро-Кожвинский, Колвинский, Шапкина-Юрьяхинский и положительные структурные формы - Денисовская,

Лодминско-Командиршорская, Колоколморская, Носовая. Мощность карбонатного НГК в отрицательных палеоструктурах достигла 3,5-4,0 км.

Во время проявления позднекаледонского этапа тектогенеза в главную зону нефтеобразования (ГЗН) вступили НГМГ нижнего и верхнего силура в Колвинском палеопрогибе. Структурная обстановка в Ярейюской, Харьягинской, Усинской синклиналях способствовала при углах наклона проводящих толщ 5-10 м/км латеральной миграции УВ в сторону унаследованных от деформаций поверхности фундамента палеовалов и поднятий Денисовской структурной зоны и Большеземельского свода. Благоприятные условия генерации, миграции УВ не стали результативными из-за размыва отложений, произошедшего в предсреднедевонскую эпоху в пределах древних положительных форм. Небольшие залежи УВ могли сформироваться и сохраниться под зональными или локальными флюидоупорами на значительном по вертикали расстоянии от поверхности размыва. Размыв способствовал образованию вторичных коллекторов в зонах гипергенеза.

Раннегерцинский этап тектогенеза (среднедевонская эпоха - турнейский век) уникален тем, что при возобновлении процесса растяжения земной коры в режиме прогибания образовалось мозаичное строение разреза поддоманиковых отложений. Суть такого разреза состоит в том, что в результате зональных и локальных размывов отложений в раннеэйфельский век и в предтиманское время, в одном случае, произошло налегание отложений терригенного НГК на эродированную в позднекаледонский этап разновозрастную поверхность карбонатного. В другом - над карбонатным НГК сформировалась только тиманско-саргаевская покрышка. В результате различные по возрасту поддоманиковые НГК были перекрыты региональной надежной монохронной покрышкой - тиманско-саргаевского возраста, которая как «зонтик» изолировала дотиманский осадочный чехол от вышележащего. Эти особенности распространения отложений привели в отдельных районах в конце турнейского века к образованию единой гидродинамической системы в поддоманиковых НГК. В карбонатных отложениях этой системы при отсутствии региональной надежной покрышки УВ могли аккумулироваться, но только под внутрикомплексными или надкомплексным флюидоупорами.

К концу раннегерцинского этапа НГМГ карбонатного НГК находились в ГЗН за исключением центральной и южной частей Денисовской структурной зоны. В центральной части Колвинского палеопрогиба подошва отложений карбонатного НГК вошла в главную зону газообразования (ГЗГ). Миграция УВ осуществлялась из погруженных участков в направлении унаследованных от деформаций поверхности фундамента палеовалов Денисовской структурной зоны и Большеземельского свода. Углы наклона проводящих УВ толщ составляли 10-15 м/км. НГМГ терригенного НГК в северной и центральной частях Колвинского палеопрогиба (Ярейюско-Харьягинская палеовпадина) пересекли верхнюю границу ГЗН. В Печоро-Кожвинском палеопрогибе НГМГ миновали нижнюю границу ГЗН.

Среднегерцинский этап тектогенеза (визейский - раннеартинский века) отличается от предыдущих кардинальной перестройкой структурного плана региона, произошедшей в процессе сжатия при режиме инверсии. Вдоль крупных разломов Припечорской системы, Западно- и Восточно-Колвинских, Варандейского и Шаикина-Юрьяхинского сформировались новые положительные структурные формы - Ярейюская, Харьягинская, Усинская, Леккерская, Шапкина-Юрьяхинская, Требса-Титова.

Конец раннеартинского века ознаменовался вступлением в ГЗГ НГМГ карбонатного НГК в пределах Колвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского вала и центральной части Денисовской структурной зоны. НГМГ терригенного НГК находились в ГЗН на Колвинском мегавале. В пределах Печоро-Кожвинского мегавала подошва терригенного НГК пересекла границу ГЗГ. Миграция УВ была направлена на структурные формы древнего заложения и на новообразованные. Наклон проводящих УВ толщ достигал 15 м/км.

Позднегерцинско-раннекиммерийский этап тектогенеза (позднеартинский век - раннеюрская эпоха) выделился в процессе сжатия при режимах инверсии и складчато-надвиговом размещением ЗНГН близкого к современному. В период времени, соответствующий этапу, окончательно сформировались перспективные на УВ приразломные Шапкина-Юрьяхинский, Ярейюский, Харьягинский, Усинский, Леккерский валы и унаследованные от деформаций поверхности фундамента положительные структурные формы - Денисовская, Лодминско-Командиршорская, Колоколморская, Носовая и др. Яркое геологическое событие состоялось на востоке, где формирование структуры нижних горизонтов осадочного чехла происходило во время проявления двух фаз тектогенеза. В начальную (позднеартинский век-раннетриасовая эпоха) в результате наложения раннекиммерийских складчато-надвиговых движений сформировалась структура гряды Чернышева. В заключительную (среднетриасовая эпоха-раннеюрская эпоха) произошла трансформация структурного плана карбонатного НГК путем его «обрушения» по сбросам позднекаледонского этапа заложения с образованием блоков (Шарью-Заостренский, Яньюский), в которых могла осуществляться аккумуляция УВ в автохтоне.

К концу этапа НГМГ карбонатного НГК продолжали генерировать газ в пределах Колвинского и Печоро-Кожвинского мегавалов, центральных и южных районах Денисовской структурной зоны, Большеземельском своде и гряде Чернышева Предуральского прогиба. НГМГ терригенного НГК генерировали газ в пределах Печоро-Кожвинского мегавала и центральной части Шапкина-Юрьяхинского вала. На остальной территории отложения находились в ГЗН. Наклон проводящих толщ оставался высоким - 10-15 м/км.

Позднекиммерийско-альпийский цикл тектогенеза (среднеюрская эпоха-четвертичный период) в процессе чередования относительного поднятия и относительного опускания при режиме изостазии характеризуется окончательным изменением регионального наклона Тимано-Печорской плиты с

восточного на север-северо-западное. В результате отдельные ЗНГН в терригенном НГК оказались на севере на одном гипсометрическом уровне с зональными объектами в карбонатных отложениях, расположенными на юге.

Глава 4. Прогноз размещения зон нефтегазонакопления

Карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский НГК включает 5 установленных ЗНГН, находящихся под региональной тиманско-саргаевской покрышкой (Командиршорская, Леккерская, Требса-Титова, Сандивейская, Макариха-Салюкинская) и 1 - под внутрикомплексным флюидоупором (Возейская). Под тиманско-саргаевской покрышкой в карбонатном НГК выделено 6 перспективных ЗНГН (Денисовская, Аноргояхская, Нямюрхитская, Шарью-Заостренская, Яньюская, Сынинская), под внутрикомплексными или надкомплексным флюидоупорами - 11 перспективных (Печороморская, Колоколморская, Шапкина-Юрьяхинская, Носовая, Ярейюская, Инзырейская, Харьягинская, Усинская, Мутноматериковая, Кыртаельская, Русская).

Терригенный среднедевонско-франский НГК содержит 8 установленных ЗНГН (Шапкина-Юрьяхинская, Верхнелайская, Ярейюская, Инзырейская, Харьягинская, Возейская, Усинская, Печоро-Кожвинская) и 4 - перспективных (Печороморская, Колоколморская, Носовая, Русская). ЗНГН локализованы под тиманско-саргаевской покрышкой.

В поддоманиковых НГК выделяется два типа структур П порядка, контролирующих ЗНГН: 1. Унаследованные от деформаций поверхности фундамента. Длительность формирования ЗНГН в унаследованных структурах - 360 млн. лет (позднефранский век - четвертичный период). Всего 21 ЗНГН, в т.ч. 13 - в карбонатном НГК (Командиршорская, Сандивейская, Нямюрхитская, Макариха-Салюкинская (трансформирована надвигом), Денисовская, Аноргояхская, Сынинская, Печороморская, Колоколморская, Носовая, Возейская, Инзырейская, Русская); 8 - в терригенном (Верхнелайская, Возейская, Инзырейская, Печороморская, Колоколморская, Носовая, Печоро-Кожвинская, Русская). 2. Наложенные (инверсионные и складчато-надвиговые). Длительность формирования ЗНГН в наложенных (инверсионных) структурах - 260 млн. лет (визейский век - четвертичный период). Всего 12 ЗНГН, в т.ч. 8 - в карбонатном НГК (Леккерская, Требса-Титова, Шапкина-Юрьяхинская, Ярейюская, Харьягинская, Усинская, Мутноматериковая, Кыртаельская); 4 - в терригенном (Шапкина-Юрьяхинская, Ярейюская, Харьягинская, Усинская). Длительность формирования ЗНГН в наложенных (складчато-надвиговых) структурах карбонатного НГК (Шарью-Заостренская, Яньюская) - 200 млн. лет (среднетриасовая эпоха - четвертичный периоды).

Структуры, унаследованные от деформаций поверхности фундамента, локализуются в Денисовской структурной зоне, Печоро-Кожвинском мегавале, центральной и северо-западной частях Большеземельского свода, Русской моноклинали и Болынесынинской впадине. Наложенные (инверсионные) - на Колвинском и Печоро-Кожвинском мегавалах, Шапкина-Юрьяхинском вале, на северо-востоке Большеземельского свода. Наложенные (складчато-

надвиговые) - на гряде Чернышева. Кроме структурных форм, контролирующих установленные ЗНГН и длительности их формирования, в работе представлены типы коллекторов и покрышек, ФЕС отложений, начальные дебиты нефтяных и газовых скважин.

По материалам В.А. Горбань (1986 г.), С.А. Данилевского, З.П. Скляровой (1986 г.), В.А. Чахмахчева, В.И. Тихомирова, Е.Я. Поделько (1986 г.) выявлено, что фазовая зональность в размещении УВ-систем в подцоманиковых НГК, прошедших все этапы тектогенеза была нарушена. При геотектоническом режиме прогибания формировались нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатные и газовые залежи. Их размещение подчинялось термобарической зональности преобразования ОВ. При геотектонических режимах инверсии, складчато-надвиговом и изостазии могли появиться аллохтонные и трансформированные УВ-системы.

Глава 5. Приоритетные направления, виды и объемы геологоразведочных работ на углеводородное сырье

В карбонатном НГК путем ранжирования на гряде Чернышева выделено две перспективные ЗНГН (Шарью-Заостренская, Яньюская), где рекомендуется проведение геолого-геофизических исследований в два этапа. По материалам JI.B. Мигунова, J1.3. Аминова (1987 г.) эти ЗНГН в автохтоне по гидрохимическим показателям (минерализация вод, показатель генезиса вод, коэффициенты метаморфизации вод и закрытости недр) находятся в благоприятных условиях сохранности залежей УВ. Цель геолого-геофизических исследований - подготовка новых направлений поисковых работ на нераспределенном фонде недр.

5.1. Геолого-геофизические исследования.

Шарью-Заостренская (I этап) перспективная ЗНГН приурочена к одноименному блоку гряды Чернышева. ЗНГН, площадью 1,8 тыс.км2, не залицензирована. Изученность сейсморазведочными работами МОГТ 2D -0,427 пог.км/км2. Бурением ЗНГН не изучена. Неразведанные НСР нефти в ЗНГН составляют 53,758 млн.т. Их плотность - 29,865 тыс.т/км2 (Рисунок 2).

В ЗНГН рекомендуется в пределах выявленной Шарьюской структуры площадью 84,0 км2 с прогнозными извлекаемыми ресурсами нефти категории О[лок. - до 10,2 млн.т провести сейсморазведочные работы МОГТ 2D (Рисунок 2).

Цель работ - подготовка Шарьюской структуры к поисково-оценочному бурению. Всего необходимо отработать 150 пог.км сейсмопрофилей с тем, чтобы их плотность увеличилась с 0,71 пог.км/км2 до необходимой и достаточной величины (2,5 пог.км/км2), при которой структуру можно считать подготовленной к поисково-оценочному бурению. На подготовленной Шарьюской структуре рекомендуется бурение поисково-оценочной скважины глубиной 5,0 км. Возраст отложений на забое скважины - ордовик (Рисунок 2,3).

В ЗНГН и через её сочленение с Хорейверской впадиной на северо-западе необходимо доработать региональный сейсмопрофиль МОГТ 2D 9-РС-А, входящий в каркас опорных профилей Тимано-Печорской НГП. Объем сейсмопрофилирования 60 пог.км.

®

а) <>С//б)

/б)

щг>/

2) Ом/км2

1)0,427^

3) 0 км2/скв.

5)53,758 млн.т

1)8= 84,0 км2

пог.клI

2)3=0,71

Щ,ор2-п,нгк

о) 2,5 млн.т б) 10,2 млн.т

■■ЗУ

а)//б) ч

У/Ъ

У/

а) /б)

И/ 0

а)

6

7

8

9

10 11 12

Рисунок 2. Схема размещения рекомендуемых ГРР в перспективной Шарью-Заостренской ЗНГН

Составила Лукова С.А., 2014 г. Использованы материалы ОАО «Севергеофизика», ГФУП «ВНИИГеофизика» ОП «Спецгеофизика», ООО «ТП НИЦ», ФГУП «ВНИГРИ»

Подрисуночные подписи к рисункам 2, 4

1 - перспективные ЗНГН: (Т) - Шарью-Заостренская, (2) - Яньюская; 2-3 - изученность: 2 - отработанные сейсмопрофшга МОГТ 2Б: а) региональные и их номер, 6) площадные; За) отдельные залежи в Ог- Б1 НГК (в кружке - номер месторождения в списке); Зб-в) отдельные пробуренные скважины: б) параметрические, в) поисковые и разведочные; 4-5 - параметры: 4 - ЗНГН: 1) изученность сейсморазведкой МОГТ 2В (пог.км/км2); 2) разбуренность Ог-БхНГК (м/км2); 3) разведанность О2-Б1НГЕС (км2/скв.); 4) плотность неразведанных ресурсов категорий С3+Б (извлекаемые) нефти (тыс.т/км2);

5) неразведанные НСР категорий С3+В (извлекаемые) нефти (млн.т); 5 - выявленных структур, где рекомендуется бурение поисково-оценочной скважины после проведения площадных работ или параметрической: 1) расчетная площадь в автохтоне, км2; 2) плотность сейсмопрофилирования, пог.км/км2; 3) ресурсы Б1Л0К. карбонатного О2-В] НГК, млн.т нефти (извлекаемые), расчитаные способом: а) удельной плотности на единицу площади;

6) удельной плотности на единицу объема; 6-7 - границы: 6а) перспективных ЗНГН, 66) надпорядковых структур; 7а) структур I порядка, 76) структур II порядка; 8-9 - рекомендуемые виды ГРР: 8 - сейсмопрофили: а) региональные МОГТ 2Б; б) площадные; 9 - скважины: а) поисково-оценочная (ШарьюскаяД); б) параметрическая (Яньюская,1); 10-11-структуры (в квадрате-номер структуры в списке): 10 - выявленные в отложениях: а) верхнедевонско-триасовых, б) среднего ордовика-нижнего девона; 11а) подготовленная к бурению по карбонатным отложениям верхнего девона, 116) опоискованная бурением; 12а) охраняемые территории, заповедники; 126) действующие лицензии на разведку, добычу (тип НЭ) и на геологическое изучение с последующей разведкой и добычей (НР) по состоянию на 01.01.2014 г.

Список структур: 13 . Северо-Выльюская,

1 - Западно-Поварницкая, 14 - Выльюская,

2 - Вожаельская, 15 - Малосынинская-1,

3 - Южно-Заостренская, 16 - Еджидыоская,

4 - Шарьюская, 17 - Западно-Кымбожьюская,

5 - Восточно-Шарьюская, 18 - Яньюская-П

6 - Табликаюская-1, (Яньюская 1+Северо-Пихтовая),

7 - Западно-Сарыогинская ю.к., 19 - Верхнепихтовая,

8 - Сарьюгинская, 20 - Восточно-Пихтовая,

9 - б/н, 21 - б/н,

10 - Восточно-Сарьюгинская, 22 - Пихтовая,

11 - Западно-Сарыогинская-I, 23 - Восточно-Сынинская,

12 - Западно-Еджидыоская, 24 - Краснокаменская.

Список месторождений, где выявлены залежи нефти в

карбонатном Оо-РдНГК: 22 - Среднемакарихинское, 60 - Усинокушшорское.

Элементы тектонического районирования: Ж - Печоро-Колвинский авлакоген Гряда Чернышева:

М/ - Хоседаюская антиклинальная зона 2

М2 - Адзьвавомская депрессия

М2 - Тальбейский блок

-7,0

БОЛЫПЕЗЕМЕЛЬСКИЙ СВОД

ДИЗЪЮНКТИВНАЯ СТРУКТУРА ГРЯДЫ ЧЕРНЫШЕВА км 1,5 0 1,5 3,0 4,5 км

Рисунок 3. Геолого-геофизический разрез по линии профиля 3-02-03 (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2003 г.)

КОСЬЮ-РОГОВСКОЙ 1 БЛОК

а) / 6) А-" 1 / 2 •Т'Ш

1 - Геологические границы: а) согласные, б) несогласные; 2 - тектонические нарушения; 3 - отражающие горизонты: 4-5 - скважины: 4 - пробуренная поисковая; 5 - рекомендуемые: а) поисково-оценочная, б) параметрическая.

ЗНГН 11 номер объекта на «Схеме размещения...» (Рисунок 2)

(Т) ШАРЬЮ-ЗАОСТРЕНСКАЯ (перспективная)

ХОРЕЙВЕРСКАЯ ВПАДИНА

СЫНЯНЫРДСКАЯ ДЕПРЕССИЯ

КОСЫО-РОГОВСКАЯ ВПАДИНА

КОЧМЕССКАЯ

Яньюская (II этап) перспективная ЗНГН локализована в пределах одноименного блока на юге гряды Чернышева. ЗНГН, площадью 1,6 тыс.км2, находится в нераспределенном фонде. Изученность сейсморазведочными работами МОГТ 2D - 0,389 пог.км/км2. Бурением ЗНГН не изучена. Неразведанные НСР нефти в ЗНГН составляют 42,508 млн.т. Их плотность -26,567 тыс.т/км2 (Рисунок 4).

В ЗНГН рекомендуется бурение параметрической скважины Яньюская, 1 на одноименной выявленной структуре - П. Глубина скважины - 5,5 км, возраст отложений на забое - силур (Рисунок 4, 5). Параметры Яньюской-П структуры: площадь-37,0 км2, плотность сейсмопрофилирования МОГТ 2D-0,51 пог.км/км2. Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти категории DiflOK. - до 4,5 млн.т.

В ЗНГН и через её сочленение со впадинами - Болыиесынинской на западе, Косью-Роговской на востоке, следует доработать региональный сейсмопрофиль МОГТ 2D 19-РС, входящий в каркас опорных профилей Тимано-Печорской НГП. Объем сейсмопрофилирования 40 пог.км. Проведение ГРР по этапу П зависит от результатов, полученных по I этапу.

Методы и способы оценки НСР и D^ok. нефти Шарью-Заостренской и Яньюской ЗНГН представлены в главе 1.

В перспективных ЗНГН прогнозируется открытие средних и мелких по запасам месторождений нефти. Затраты на ГРР составят (млн. руб.): 2191,0, в т.ч. площадная сейсморазведка МОГТ 2D - 42,0, региональная - 34,0; бурение: поисково-оценочное - 610,0, параметрическое - 1505,0. Сроки работ: этап 1-6 лет, этап П - 4 года.

5.2. Новые объекты лицензирования. Новыми объектами лицензирования на геологическое изучение недр с целью поисков и оценки месторождений УВ-сырья рассматриваются: перспективная Денисовская ЗНГН в карбонатном НГК и отдельные участки нераспределенного фонда установленных ЗНГН - Требса-Титова (в карбонатном НГК), Печоро-Кожвинская (в терригенном).

Перспективная Денисовская ЗНГН локализована в пределах одноименного вала Печоро-Колвинского авлакогена. Вал намечен по материалам двух региональных сейсмопрофилей МОГТ 2D - 15-РС и 16-РС. Плотность сейсмопрофилирования МОГТ 2D - 2,5 пог.км/км2. Незалицензированная площадь ЗНГН составляет 2,4 тыс.км2. По поверхности фундамента валу соответствует поднятие амплитудой 300-350 м. По подошве отложений доманика амплитуда вала уменьшается до 200 м. ЗНГН оконтурена изогипсой минус 5200 м. НГК среднего ордовика-нижнего девона в ЗНГН скважинами не вскрыт. Мелкие месторождения нефти выявлены только в карбонатных доманиково-турнейском и средневизейско-нижнепермском НГК (Тибейвисское и Северо-Тибейвисское месторождения).

Установленная Требса-Титова ЗНГН оконтурена изогипсой минус 4000 м. Скопления нефти контролируются ловушками структурно-стратиграфического и структурного типов. Площадь ЗНГН - 3,5 тыс.км2, в т.ч. незалицензированного

Рисунок 4. Схема размещения рекомендуемых ГРР в перспективной Яньюской ЗНГН

Составила Лукова С.А., 2014 г. Использованы материалы ОАО «Севергеофизика», ГФУП «ВНИИГеофизика» ОП «Спецгеофизика», ООО «ТП НИЦ», ФГУП «ВНИГРИ»

ЗНГН и номер объекта на «Схеме размещения...» (Рисунок 4)

(2) ЯНЬЮСКАЯ (перспективная)

БОДЬШЕСЫНИНСКАЯ ВПАДИНА

НИТЧЕМЬЮСЫНИНСКАЯ СТУПЕНЬ Восточно-ПыжьельскаиД

ГРЯДА ЧЕРНЫШЕВА

Яньюская, 1 яньюский блок I ПР 3-04-15 |ПР 3-04-09

ПР 3-04-10

КОСЬЮ-РОГОВСКАЯ ВПАДИНА

ЮЖНО-КЬШЮЖЬЮГ.КМ! КОТЛОВИНА

КОСЬЮ-РОГОВСКОЙ БЛОК

Рисунок 5. Геолого-геофизический разрез по линии профиля 3-04-02 (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2007 г.)

Условные обозначения см. на Рисунке 2, 3

участка - 1,3 тыс.км2. В ЗНГН открыто 3 нефтяных месторождения - им. Р.Требса (крупное), им. А.Титова (среднее), Ямботинское (мелкое). Карбонатный коллектор низко-среднеемкий, высокопроницаемый, трещиноватый. Нефтяные скважины - сверхвысокодебитные.

Установленная Печоро-Кожвннская ЗНГН выделена в границах распространения эйфельско-джъерских отложений. Скопления УВ контролируются ловушками литологического, структурно-литологического и структурного типов. В ЗНГН открыты залежи на 2 средних (Южно-Лыжское, Кыртаельское) и на 16 мелких месторождениях. Коллектор низко-средне-высокоемкий, средне-высокопроницаемый, поровый. Нефтяные скважины -низко-сверхвысокодебитные. Газовые - средне-высокодебитные.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему.

1. В неразведанной части НСР нефти и газа поддоманиковых НГК преобладают категории О (81,5 % - на суше, 100% - на шельфе).

2. Обоснован эталон (Макариха-Салюкинская ЗНГН), оценены НСР и прогнозные ресурсы нефти категории О^ок. карбонатного НГК перспективных ЗНГН (Шарью-Заостренская, Яньюская), находящихся в автохтоне юга гряды Чернышева.

3. Уточнено структурно-тектоническое районирование центральных и восточных районов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по подошве отложений доманика.

4. Одной из главных особенностей геологического строения региона является несоответствие выделенных в работе по подошве отложений доманика элементов тектонического районирования I, П порядков отдельным структурам по поверхности фундамента и по кровле карбонатов «карбона - нижней перми», закартированным ранее другими авторами.

5. Выявлена зональность в распространении поддоманиковых НГК, выходящих под подошву отложений доманика. На востоке и юго-востоке под подошву отложений доманика, перекрытый монохронной тиманско-саргаевской покрышкой, выходит карбонатный НГК; на западе и северо-западе - терригенный.

6. Выделяются ловушки УВ структурного, стратиграфического, литологического типов и их комбинации. Наибольшее распространение имеют ловушки структурного со взбросовыми экранами и комбинированного типов.

7. ЗНГН контролируются структурными формами II порядка, унаследованными от деформаций поверхности фундамента, и наложенными (инверсионные, складчато-надвиговые).

8. Разработана по комплексу геологических критериев пространственно-временная модель формирования ЗНГН, в основу которой положены исследования автора по реконструкции фанерозойской истории тектонического развития надраннеордовикских поддоманиковых НГК на отрезках времени, соответствующих каледонскому, герцинско-раннекиммерийскому, позднекиммерийско-альпийскому циклам тектогенеза и их этапам.

9. Выявленное разнообразие по длительности формирования ЗНГН и структурных форм их контролирующих - результат последовательно проявлявшихся в фанерозойский зон режимов континентального рифтогенеза, пострифтового прогибания, инверсии, складчато-надвигового, изостазии.

10. Тиманско-саргаевская надежная монохронная покрышка регионального распространения перекрывает два различных по литолого-фациальному составу и возрасту НГК, где локализуются установленные и перспективные ЗНГН.

11. Научно обоснованы новые направления (ЗНГН) поисков месторождений УВ на нераспределенном фонде недр, где плотность неразведанных ресурсов нефти, установленная методом интервальной оценки, составляет 29,865 тыс.тУкм2 (Шарью-Заостренская) и 26,567 тыс.тУкм2 (Яньюская).

12. Перспективные ЗНГН в автохтоне по гидрохимическим показателям находятся в благоприятных условиях сохранности залежей УВ.

13. Составлена программа поэтапного освоения УВ-потенциала карбонатного НГК, находящегося в автохтоне южной части гряды Чернышева, включающая площадное и региональное сейсмопрофилирование, бурение поисково-оценочной и параметрической скважин. Затраты на ГРР составят 2191,0 млн. руб. Сроки: этап 1-6 лет; П - 4 года.

14. Определены новые объекты лицензирования: а) перспективная Денисовская ЗНГН; б) отдельные участки нераспределенного фонда установленных Требса-Титова и Печорокожвинской ЗНГН.

Список основных публикаций по теме диссертации:

1. Богданов, М.М. Формирование зон нефтегазонакопления и прогноз концентрации углеводородного сырья в осадочном чехле Печоро-Колвинского авлакогена / М.М. Богданов, Н.Г. Корюкина, С.А. Лукова // Электронный журнал «Нефтегазовая геология. Теория и практика». - 2010. - Т.5. - № 4. -http://www.ngtp.rU/mb/6/5 l_2010.pdf

2. Богданов, М.М. Печоро-Колвинский авлакоген: формирование и прогноз размещения зон нефтегазонакопления / М.М. Богданов, Н.Г. Корюкина, С.А. Лукова // Сборник материалов Международной научно-практической конференции ФГУП «ВНИГРИ» «Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий». 28 июня - 2 июля 2010 г. -СПб.: ВНИГРИ, 2010. - С. 208-224.

3. Богданов, М.М. Прогноз эффективности и направления геологоразведочных работ на углеводородное сырье в Ненецком автономном округе на среднесрочную перспективу / М.М. Богданов, Г.Р. Гаврилова, С.А Лукова, А.Г. Сотникова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 1. - С. 13-18.

4. Лукова, С.А. Зоны нефтегазонакопления и приоритетные направления геологоразведочных работ на углеводородное сырье в поддоманиковых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена / С.А. Лукова // Сборник Материалов УШ международной научно-практической конференции

«Образование и наука XXI века - 2012 г.». 17-25 октября 2012 г. - «Бял ГРАД-БГ» ООД, 2012. Т. 41. География и геология. - С. 70-78.

5. Богданов, М.М. История формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф) / М.М. Богданов, А.Г. Сотникова, И.В. Долматова, С.А. Лукова // Геология нефти и газа. - 2013. - № 1. - С. 34-43.

6. Богданов, М.М. Нижние горизонты осадочного чехла Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции - перспективные объекты воспроизводства запасов углеводородного сырья / М.М. Богданов, С.А. Лукова, А.Г. Сотникова // Геология нефти и газа. - 2013. Спецвыпуск. - С. 90101.

7. Лукова, С.А. Формирование и размещение зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / С.А. Лукова, А.Г. Сотникова // Материалы Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых. Трофимуковские чтения - 2013 г. 8-14 сентября 2013 г. - Новосибирск: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука СО РАН. - 2013. - С. 114-116.

8. Лукова, С.А. Зоны сочленения региональных структур Тимано-Печорской провинции - перспективные объекты восполнения запасов нефти и газа / С.А. Лукова, А.Г Сотникова // Материалы юбилейной научно-практической конференции, посвященной 75-летию ООО «ТП НИЦ». Сентябрь, г. Ухта, 2013 г. - ООО «Кировская областная типография», 2014. - С. 43-46.

9. Лукова, С.А. Печоро-Колвинский авлакоген (суша, Печороморский шельф): история формирования и прогноз распространения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях / С.А. Лукова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 2. - С. 10-19.

10. Лукова, С.А. Зоны сочленения Печоро-Колвинского авлакогена с обрамляющими структурами - перспективные объекты воспроизводства запасов углеводородного сырья / С.А. Лукова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2014. - № 8. - С. 22-30.

Опубликованные тезисы докладов.

1. Лукова С.А. Анализ геологических условий размещения и продуктивности объектов лицензирования с целью разведки и добычи углеводородного сырья в Северо-Западном Федеральном округе (период 2006 -2008 гг.). // Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ФГУП «ВНИГНИ». - М.: ВНИГНИ, 2009. - с.75-77.

2. Лукова С.А. Структура НСР УВС 02-D, НГК Печоро-Колвинского авлакогена и пути использования нефтяного газа // Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ФГУП «ВНИГНИ». - М.: 2010. - с. 27-29.

3. Лукова С.А. Попутный нефтяной газ: актуальность проблемы и пути использования // Сборник материалов XI Международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2010» Ухтинского государственного технического университета. 17-19 марта 2010 г. - Ухта: УГТУ, 2010. - с. 262-266.

4. Лукова С.А. Карбонатный среднеордовикско-нижнедевонский НГК Печоро-Колвинского авлакогена - перспективное направление ГРР по воспроизводству запасов УВ (суша, Печороморский шельф) // Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ФГУП «ВНИГНИ». - М.: 2011. - с. 49-51.

5. Богданов М.М., Лукова С.А. Прогноз концентраций УВ сырья в поддоманиковых отложениях Печоро-Колвинского авлакогена // Сборник материалов международной конференции «Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция: перспективы освоения». 24 мая 2012. - М.: Консультационный центр «ГЕКОН», 2012 г. - с. 26.

Подписано в печать 17.02.2015г. Усл.п. л. — 1.5 Заказ № 25729 Тираж: 100 экз. Кошщентр «ЧЕРТЕЖ.ру» ИНН 7701723201 107023, Москва, ул. Б.Семеновская 11. стр.12 (495) 542-7389 vvww.chertez.ru