Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Перспективы нефтегазоносности акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Перспективы нефтегазоносности акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена"

На правах рукописи

003064229

Обмётко Виктор Валерьевич

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ

АКВАТОРИАЛЬНОЙ ЧАСТИ ПЕЧОРО-КОЛВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА.

Специальность 25 00 12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 2 И!ОЛ 2007

МОСКВА 2007 г

003064229

Работа выполнена в Институте геологии и разработки горючих ископаемых (ФГУП ИГиРГИ)

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Барков Сергей Львович

Официальные оппоненты доктор геолого-минералогических наук,

Батурин Юрий Николаевич кандидат геолого-минералогических наук, Костенко Александр Николаевич

Ведущая организация - Московский государственный университет имени М В Ломоносова (МГУ)

Защита диссертации состоится » мая 2007 г в 14 00 часов

заседании Диссертационного Совета Д 002 236 01 при Институте геологии разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ) по адресу 117312, г Москва, \ Вавилова, д 25, корп 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института геологии и разработки горючих ископаемых (ФГУП ИГиРГИ)

О "7

Автореферат разослан « ^ апреля 2007 г

Учёный секретарь диссертационного совета, кг-м н

Мазанов В Ф

Общая характеристика работы

Актуальность темы Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) является главным нефтедобывающим регионом европейского севера РФ Однако растущие темпы добычи углеводородов не в полной мере обеспечиваются приростами их запасов Во многом это связано со значительной освоенностью технически доступных ресурсов в пределах ее суши В связи с этим все большее значение приобретают геологоразведочные работы (ГРР) в морской части ТПП

Высокая перспективность акватории Печорского моря доказана результатами геолого-геофизических исследований К настоящему времени здесь открыто шесть месторождений нефти и газа, - ожидается выявления новых, крупных по запасам, углеводородных скоплений Так же как и на суше, промышленно нефтегазоносными здесь являются мощные толщи палеозойско-мезозойских отложений Однако они, и особенно нижнепалеозойские образования, изучены недостаточно

Объект исследований диссертационной работы - экваториальное продолжение Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА) На суше он является лидером по количеству начальных суммарных ресурсов УВ и крупных месторождений в ТПП и, несомненно, перспективен в экваториальной части

Однако, интенсивность ГРР нз морском продолжении ПКА ниже, чем в других областях Нэ сегодняшний день здесь разведэно лишь одно Поморское месторождение, а из более чем 20 выявленных локальных поднятий подготовлено к бурению одна - Колоколморская структура

В условиях северных морей геолого-поисковые и разведочные работы сопряжены со значительными капиталовложениями Однако их рентабельность в экваториальной части ПКА, с позиций геологически обоснованного прогноза нефтегазоносности (1120 млн т) не подлежит сомнению

Учитывая высокие перспективы, интенсивно развивающуюся инфраструктуру в регионе, строительство Северо-Западного газопровода, связывающего российский север со странами Европы, исследования, направленные на освоение ресурсов углеводородного сырья в экваториальной части ТПП, которым посвящена и данная диссертация, нэ сегодняшний день являются весьмэ актуальными

Цепь данной работы - прогноз перспектив нефтегазоносности и научное обоснование дальнейших направлений ГРР на базе анализа особенностей геологического строения и формирования осадочного чехла морского продолжения ПКА

Для достижения этой цели решались следующие основные задачи:

- Уточнение геологического строения акваториэльной части ПКА на основе обобщения и анализа данных ГРР, проведенных в пределах суши и акватории ТПП

- Реконструкция истории геологического развития северной (суша) и экваториальной частей Печорской синеклизы,

- Анализ характера размещения выявленных нефтяных и газовых месторождений севера ТПП (суша-море) и прогноз открытия новых в экваториальной части ПКА

- Оценка генерационного потенциала основных нефтегазопроизводящих толщ и прогноз фазового состояния УВ морского продолжения ПКА,

- Выделение зон развития ловушек, перспективных для нефтегазонакопления в экваториальной части ПКА

- Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности морского продолжения ПКА

- Выбор и обоснование далонейших направлений и первоочередных объектов геолого-разведочных работ в экваториальной части ПКА

Научная новизна В диссертационной работе на основании комплексного анализа и обобщения геолого-геофизической информации и результатов работ предшествующих исследований уточнена модель геологического строения и нефтегазоносное™ экваториальной части ПКА

1 впервые предложена схема тектонического районирования по отложениям нижнего структурного этажа (О-ОзЪ) Здесь выделены Колоколморско-Песчаноозерская, Восточно-Колгуевская и Поморско-Печороморская палеорифтовые системы Прослежено их простирание в северо-западном направлении от береговой линии в сторону Южно-Баренцевской впадины

2 уточнена структурно-тектоническая схема по отложениям среднего этажа (03Т2-Т) Установлено, что Колоколморский и Песчаноозерский валы приурочены к экваториальному продолжению Шапкина-Юрьяхинской системы разломов и входят в состав единого Колоколморско-Песчаноозерского вала, пересекающего северовосточную часть о Колгуев и продолжащегося на акватории до сочленения с Южно-Баренцевской впадиной

- на северном окончании Колвинского мегавала впервые выделена (условно названная автором Печоро-Балтийской) зона локальных поднятий в качестве самостоятельного структурного элемента

3 разработаны детальные литолого-фациальные схемы ордовикско-нижнефранских отложений, выделены зоны выклинивания и выхода этих отложений на поверхность среднедевонско-раннефранских размывов

4 дан прогноз развития депрессионных фаций и рифогенных образований верхнедевонского возраста Уточнены зоны распространения нижнепермских органогенных построек и аккумулятивных образований пермо-триаса

5 Выделены и уточнены зоны развития ловушек УВ антиклинального, рифогенного, литолого-стратиграфического, тектонически экранированного и комбинированного типов в палеозойско-мезозойских отложениях

Практическая значимость В результате проведенных исследований автором составлены структурно-тектонические и литолого-фациальные схемы по нижнему структурному этажу морской части ПКА, уточнены представления о геологическом строении вышележащих толщ палеозоя и триаса Это позволило оптимизировать прогнозную оценку ресурсов УВ региона и на ее базе определить новые и уточнить существующие направления ГРР

Основные защищаемые положения

1 Обоснование сохранения литолого-фациального состава палеозойско-мезозойских отложений на продолжении основных тектонических элементов суши в экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена

2 Схемы тектонического и литолого-фациального районирования отложений нижнего структурного этажа (0-03^), как основа для поисков залежей нефти и газа литолого-стратиграфического, тектонически экранированного и комбинированного типов на экваториальном продолжении ПКА

3 Построенные карты и схемы выделенных зон развития ловушек различного морфолого-генетического типа в отложениях среднего структурного этажэ (0312-Т) шельфовой части ПКА

4 Основным нефтегазоносным комплексом в южной части экваториального продолжения ПКА является верхневизейско-нижнепермский, в северной - ожидэется значительное увеличение нефтегазового потенциала пермо-триасовых отложений, в связи с возрастанием их мощности, глубины залегания и температур прогрева

Фактический материал В основу диссертации положены итоги проведенных автором исследований геологического строения и нефтегазоносности ТПП Использовались результаты анализа материалов буровых работ и геолого-геофизических исследований Печоро-Баренцевоморского региона ведущими производственными и научными организациями (Арктикморнефтегазразведка, Севморгеология, МАГЭ, Газфлот, ТПНИЦ, ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, ВНИИГаз, ИГиРГИ, МГУ и др) В результате проанализированы и обобщены данные более 10 тыс пог км сейсмических профилей, 100 глубоких скважин и 80 месторождений, а также многочисленные публикации и фондовые работы

Апробация работы Основные результаты и положения диссертационной работы докладывались на международных научных конференциях «нефть и газ арктического шельфа» (Мурманск 2002, 2004 и 2006 г), а также опубликованы в семи научных статьях и нескольких научно-производственных работах

Структура работы Диссертация объемом 232 стр, состоит из 6 глав, содержит 62 рисунка и 10 таблиц Список литературы включает 67 наименований научных статей и 21 - фондовых научно-производственных работ

Работа выполнена в ИГиРГИ при научном руководстве доктора геолого-минералогических наук С Л Баркова, которому автор выражает искреннюю и глубокую признательность Отдельную благодарность за дельные замечания и помощь в создании работы автор выражает Е Б Грунису I В Вл Меннеру! [Л И Лебедеву!, Д С Оруджевой А М Силичу, А Н Скоробогатько, А В Никишину, А М Кузину, Н Л Никульшиной

Содержание работы

Глава 1. Состояние и основные результаты геолого-разведочных работ, проведенных в северной части Тимано-Печорскон провинции

Целенаправленные геолого-геофические исследования и буровые работы в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции начались с 1940г Они увенчались открытием ряда месторождений нефти и газа, что стимулировало дальнейшее усиление ГРР Исследованиями геологического строения и нефтегазоносности ТПП занимались такие крупные специалисты как В И Богацкий, Н С Борисов, Р И Бирон, Б П Богданов, М Д Белонин М Л Верба, |И С Грамберг], ЕБ Грунис, В И Громека, Е В Захаров, [Л И Лебедев), Н А Малышев, |Вл В Меннер|, Е А Маргулис, В Н Мартиросян, В Г Оловянишняков, О Н Прищепа, Д С Оруджева, О И Супруненко и многие другие На территории провинции выполнен и проанализирован большой объем геофизических и буровых работ, но потенциал нефтегазоносности ее экваториальной части до настоящего времени изучен недостаточно

В ПКА высокоточной гравиметрической съемкой охвачена только континентальная часть (включая о Колгуев) В масштабе 1 50 000, она была проведена на 8 участках с целью выявления структурных особенностей осадочного чехла и фундамента В результате были уточнены контуры перспективных структур, зон рифообразования и др Несмотря на положительные результаты, полученные на суше, в экваториальной части провинции высокоточная гравиметрическая съемка не проводилась

Мэгнитометрической съемкой масштаба 1 50 000 покрыта практически вся площадь ПКА (суша, море) и построены карты с сечением изолиний 2 5 нТл В результэте были определены особенности состава, строения и глубины залегания пород фундамента, установлена сеть крупных разрывных нарушений, в осадочном чехле намечены площади, перспективные для поисков локальных структур и комбинированных ловушек УВ

На большей части территории ПКА проводились электроразведочные работы, методами ВЭЗ, ТТ, МТЗ и др Интерпретация полученных данных позволила определить структурно-литологические особенности пород осадочного чехла и фундамента, сделать построения по основным опорным электрическим горизонтам -кровле карбонатного комплекса (D3-P1), поверхности фундамента и др Результаты электроразведочных исследований использовались для проектирования сейсморазведочных работ

Исследования сейсморазведкой суши ТПП проводились методами КМПВ, MOB и МОГТ Общий объем проведенных сейсморазведочных работ методами MOB и ОГТ в ТПП превышает более 185 тыс пог км, из них в Ненецком Автономном Округе (НАО) - 122,8 тыс пог км Средняя плотность сейсмопрофилей МОВ+МОГТ достигла 1,55 пог км/км2, причем около 75% отработано методом ОГТ

В пределах ПКА на площади перспективных земель около 19 тыс км2 (суша) суммарный объем сейсморазведочных работ МОГТ составляет 27,4 тыс пог км Изученность территории ПКА - 1,44 пог км/км2 В настоящее время более исследованы только Варандей-Адзвинская структурная зона (ВАСЗ) (1,66 пог км/км2) и Хорейверская впадина (1,87 пог км/км2)

В ПКА наибольшая плотность профилей МОГТ отмечается в Ярейюском НГР (3,3 пог км/км2) В последнее время большое развитие получила детальная площадная сейсморазведка ЗД (Южно-Лыжское, Северо-Кожвинское, Песчаноозерское и др пл )

Изученность сейсморазведкой шельфа Печорского моря на порядок ниже суши ТПП, и составляет, в среднем, около 0,2 пог км/км2 Общий объем сейсмических работ, выполненный на акватории, составляет 102 тыс пог км Наиболее высокая плотность сейсмических профилей в её пределах связана с участками подготовленных и выявленных структур В ПКА на Колоколморском и Поморском участках проведена сейсмическая съемка ЗД

На территории ТПП пробурено более 3600 параметрических, поисковых и разведочных скважин В пределах НАО насчитывается 1026 глубоких скважин, с общим объемом проходки 3269,2 тыс м При площади 118 тыс км2 буровая изученность территории составляет около 115 км2 /скв и 27,7 м/км2

В результате проведенных ГРР, на территории ТПП по состоянию на 01 01 2005 г открыто 213 месторождений нефти и газа, в числе которых 166 нефтяных, 13 -нефтегазоконденсатных, 4 - нефтегазовых, 5 - газонефтяных, 8 - газоконденсатных и 17 - газовых

На территории ПКА, площадью порядка 19 тыс км2, пробурено 392 скважины общим объемом 1141,9 тыс м Буровая изученность её составляет 48,5 км2/скв и 60,1 м/ км2 Территория ПКА по количеству скважин и суммарному объему глубокого бурения превосходит другие области и районы ТПП и лишь по количеству скважин глубиной от 3 до 5 тыс м более чем в два раза уступает Хорейверской впадине (соответственно 119 и 240 скв)

В результате ГРР, проведенных на суше ПКА, открыто 45 месторождений нефти и газа (из них 25 в НАО) Нефтегазоносность связана с широким стратиграфическим диапазоном, охватывающим отложения от силурийских до триасовых

Крупные газовые залежи (30 - 300 млрд м3) открыты на Лаявожском, Кумжинском, Василковском, Ванейвисском, Ярейюском и Коровинском месторождениях

Крупные нефтяные залежи (30 - 300 млн т) выявлены на Харьягинском, Возейском, Усинском, Южно-Хыльчуюском, Инзерейском и Им Ю Россихина Остальные месторождения относятся к категориям средних и мелких по запасам

На месторождениях ПКА по состоянию изученности на 01 01 2006 г числятся извлекаемые запасы категории АВС,+С2 в количестве 1646,8 млнт Из них нефть -

928,6 млн т, газ - 682,7 млрд м3 и конденсат 35,5 млн т Основные запасы ПКА сосредоточены в пределах НАО - 1115,4 млн т УТ, в том числе нефть - 495,9 млн т, газ - 597,4 млрд м3, конденсат - 22,1 млн т Средняя плотность ресурсов в ПКА превышает 60 тыс т н э на 1 км2, что в несколько раз больше, чем в других областях ТПП

В ПКА с карбонатными, часто рифогенными, образованиями верхнего девона -нижней перми связано более половины разведанных запасов УВ (57%), причем основная их доля (51%) принадлежит каменноугольно-нижнепермским отложениям К силурийско-нижнефрэнским породам приурочены 23% выявленных запасов УВ, а к пермско-триасовым - 20%

На данном этапе изученности территории НАО фонд крупных и средних антиклинальных структур (поисковых объектов) практически исчерпан Средний размер подготовленных локальных поднятий резко сократился Возросла доля подготовленных сложнопостроенных объектов рифогенных, литолого-стратиграфических, тектонически экранированных и комбинированных ловушек

В настоящее время в фонде подготовленных к бурению числятся более 20 структур, связанных с зонами выклинивания потенциально продуктивных отложений (Э-О и Р-Т), с рифогенными образованиями в отложениях верхнего девона и со структурами, осложненными тектоническими нарушениями

Ресурсы нефти категории Сз на подготовленных к поисковому бурению площадях составляют 132683 тыс т Основная их часть (более 50%) приурочена к силурийско-девонским отложениям (Э-Оз^) Значительную долю составляют ресурсы доманиково-турнейского комплекса (Dзf2-C1t - 32%) По глубинам эти ресурсы распределяются следующим образом до 3 км - 3%, от 3 до 4км - 44% и от 4 до 5км -53%

В шельфовой части Хорейверской и Варандей-Адзвинской нефтегазоносных областей ТПП бурение проводилось на Северо-Гуляевской, Паханческой, Долгинской, Приразломной, Варандей-море и Медынь-море площадях Все площади кроме Паханческой оказались промышленно продуктивными (О-Р) Последняя дала непромышленные притоки УВ из силурийских карбонатных и верхнепермских терригенных отложений

На экваториальном продолжении ПКА бурением изучены три площади Дресвянская, Поморская и Аквамаринскэя Бурение в огрэниченных объемах осуществлялось в прибрежной зоне о Колгуев В результате выявлена нефтегззоносность Поморской и Песчэноозерской площздей

К нэстоящему времени в шельфовой части ПКА выявлено 23 локзльных поднятия В фонде подготовленных к бурению числится лишь одно - Колоколморское В числе выявленных - 7 структур являются крупными (>50 км2), 7 - имеют средние размеры от 20 до 40 км2 и 9 - мелкие (менее 20 км ) Эти локальные поднятия относятся к среднему структурному этэжу (03^-Т)

Анэлиз состояния и результэтов ГРР свидетельствует о недостэточных объемэх глубокого бурения, проведенного на аквзториальном продолжении ПКА

Недостаточно изучен район Печорской губы, занимающий более 20% акваторизльной площзди ПКА

Целесообрэзно усилить комплексные геолого-геофизические исследовзния, ориентировэнные нэ поиск неантиклинэльных ловушек, опираясь на положительный опыт рэбот на прилегэющей суше

Глава 2. Литолого-стратнграфическая характеристика

В рассматриваемой части ТПП фундамент имеет в основном архей-раннепротерозойский возраст консолидации Выше зэлегает мощнэя (1-Зкм) толща

слабометаморфизованных вулканогенно-осадочных пород рифей-венда-? формировавшихся, вероятно, в условиях перехода тектонического режима от геосинклинального к платформенному

Образования фундамента и переходного комплекса повсеместно перекрыты осадочным чехлом, в объеме отложений ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой и четвертичной систем Верхнемеловые и третичные образования в рассматриваемой части ТПП не встречаются

Доверхнедевонские осадки распространены фрагментарно, частично или полностью отсутствуя на палеоподнятиях Верхнедевонские и более молодые отложения палеозойского и мезозойского возраста развиты практически повсеместно в ТПП

В основании осадочного чехла залегают нижнеордовикские терригенные красноцветные породы (200-300 м) Они с размывом перекрываются среднеордовикско-нижнедевонскими мелководно-морскими терригенно-карбонатными образованиями (1000-2000м) Нижнедевонские отложения представлены в объеме лохковского яруса (200-400) Осадки пражского и эмского возраста здесь отсутствуют

В пределах палеопрогибов ПКА (до 400 м) и на Сарембой-Лейкеягинском участке ВАСЗ распространены среднедевонские и нижнефранские (яранские, джьерские) мелководно-морские терригенные осадки, отсутствующие на большей части ТПП

Разновозрастные толщи ордовика, силура, нижнего, среднего и низов верхнего девона практически повсеместно перекрываются нижнефранскими (тиманско-саргаевскими) карбонатно-глинистыми отложениями (30 - 150 м)

Выше по разрезу регионально развиты верхнедевонско-нижнепермские в основном карбонатные отложения, мелководно-морского и морского генезиса с характерным для них широким развитием рифогенных образований и депрессионных фаций В их объеме выделяются доманиково-турнейский (350-1000 м), верхневизейско-ассельско-сакмарский (400-800 м) преимущественно карбонатные и нижне-средневизейский терригенный (150-200 м) комплексы

Верхнедевонско-нижнепермские образования практически повсеместно перекрыты артинско-кунгурскими и верхнепермско-триасовыми прибрежно-морскими и континентальными преимущественно терригенными осадками Мощность этих отложений составляет 1000 - 2000 м В разрезах акватории Печорского моря она увеличивается до 2500 м и более

Завершают разрез осадочного чехла ТПП юрские, нижнемеловые и антрапогеновые преимущественно терригенные осадки Они со стратиграфическим несогласием залегает на пермо-триасовых терригенных образованиях

Глава 3. Основные черты геологического строения морской части Печоро-Колвпнского авлакогена

Рассматриваемая часть ТПП в тектоническом отношении приурочена к северным областям Печорской синеклизы, расположенной между Тиманской грядой на юго-западе и Предуральско-Новоземельским краевым прогибом на востоке Ее северная граница проходит по широкой зоне разломов, вероятно, образующей ступенчатое погружение фундамента в сторону глубочайшей Южно-Баренцевской впадины

В структуре фундамента Печорской синеклизы с запада на восток выделяются Малоземельско-Колгуевский блок (МКБ), Печоро-Колвинский авлакоген (ПКА), Большеземельско-Русская область поднятий и Варандей-Адзвинская структурная зона (ВАСЗ)

Поверхность фундамента Печорской синеклизы резко дифференцирована по глубинам залегания На этом фоне ПКА выделяется как наиболее погруженная область, ограниченная бортовыми разломами с амплитудами смещений до 3 км и более Фундамент ПКА разделен тектоническими нарушениями северо-западного простирания на протяженные грабены и горсты, в свою очередь разбитые на крупные блоки разломами северо-восточного простирания Амплитуды разрывных нарушений внутри авлакогена могут превышать 1,5-2 км В районе Печорской губы ПКА осложнён крупным Болванским сводом, который отделяет его экваториальную часть от материковой Размеры морского продолжения ПКА составляют приблизительно 180x80 км Глубина залегания поверхности фундамента в грабенах достигает 9-11км, на приподнятых блоках и горстах воздымается до 6км, а на Болванском своде составляет менее 4,5 км

На западе ПКА граничит с МКБ Поверхность фундамента последнего воздымается в сторону Тиманской гряды от 4-5 до 1 км С востока к ПКА прилегает область Большеземельского свода и Русской зоны поднятий Поверхность фундамента в их пределах не превышает 4,5 - 5 км

Основные черты структуры фундамента Печорской синеклизы в целом отражены в переходном комплексе (R-V-"?) и нижней части осадочного чехла (О-D), но в несколько сглаженном виде, что выражено в сокращении амплитуд разрыва тектонических нарушений вверх по разрезу

По характеру залегания и литолого-фациальным признакам образования осадочного чехла ТПП подразделяются на три структурных этажа

Нижний - нижне-среднепалеозойский (0-D¡fi), в составе которого можно выделить два подэтажа ордовикско-нижнедевонский (O-Drf и среднедевонско-нижнефранский (D2 - D3fi)

Средний - верхнепалеозойско-мезозойский (О/2 -7%), в пределах которого также можно выделить два подэтажа среднефранско-нижнепермский (D3f¡ - Pia+s) и артинско-триасовый (Piar - Т)

Верхний - мезо-кайнозойский (J1 - Q)

Нижний структурный этаж По данным ГРР установлено отсутствие, слагающих его осадочных образований на большей части МКБ, и, частично, в Большеземельско-Русской области поднятий В ПКА они распространены широко, выклиниваясь вплоть до полного исчезновения лишь на склонах Болванского палеосвода и частично на горстах и приподнятых блоках

Нижний этаж ПКА отличается сложным строением Протяженными глубинными разломами северо-западного простирания, он, также как фундамент и переходный комплекс, раздроблен на линейные зоны, представляющие собой сочетание грабенов и горстов, харэктерных для строения авлакогенов рифтогенной природы

По геолого-геофизическим данным на суше ПКА глубина залегания поверхности нижнего этажа (0-D3fi) изменяются от 3 до 4,5 км, а кровли нижнего подэтажа (O-Dt) - от 3,4 до 5 км

Мощности образований нижнего этажа (0-D3fi) варьируют от 0,5 на горстах до 2,5 км в грабенах, нижнего подэтажа (O-Di) - от 2 км до 0,5 км и верхнего подэтажа (D2-D3fi)-OT 1 до 0 км

В морской части ПКА глубины залегания кровли нижнего этажа (02-D3fi) изменяются от 3,1 до 5 км и более, поверхности нижнего подэтажа (O-Di) - от 3,5 до 6,5 км и более

Общие мощности образовэний нижнего этажа (0-D3fi) варьируют от 1 км на горстах до 3,5 км в грабенах, нижнего подэтажа - от 2 км до 1 км, верхнего подэтажэ (D2-DJÍ!) - от 1,6 до 0 км

В шельфовой части ПКА, как и на суше, прослеживается увеличение глубины

9

залегания и мощностей нижнего этажа в северо-западном направлении в сторону Южно-Баренцевской впадины

На суше ПКА по отложениям нижнего структурного этажа выделяются с запада на восток Шапкино-Юрьяхинский, Лайский и Колвинский палеорифты Они состоят из серии грабенов и полуграбенов, перемычками для которых служат горсты (Малышев, 2000)

В данной работе на основании анализа и обобщения геолого-геофизических данных предложено тектоническое районирование экваториального продолжения ПКА по отложениям нижнего структурного этажа Здесь выделяются с запада на восток три крупные палеорифтовые системы Колоколморско-Песчаноозерская, Восточно-Колгуевская и Поморско-Печороморская Они представляют собой линейно вытянутые структуры северо-западного простирания и прослеживаются в экваториальной части ТПП более чем на 180 км в сторону Южно-Баренцевской впадины В прибрежной зоне эти структуры упираются в субширотный разлом и смещены относительно своего материкового продолжения в западном направлении на несколько километров Амплитуды разрывных нарушений и структурная дифференциация отложений уменьшаются вверх по разрезу

Колоколморско-Песчаноозерский палеорифт приурочен к морскому продолжению Шапкина-Юрьяхинской системы разломов и представляет собой односторонний грабен, заполненный ордовикско-нижнефранскими осадками, мощностью 2-2,5 км С запада он ограничен крупным бортовым разломом, отделяющим ПКА от МКБ Грабен пересекает северо-восточную часть о Колгуев и продолжается далее в акваторию более чем на 20 км Ширина его в южной (прибрежной) части составляет 10-15 км, на севере возрастает до 20 км

Восточно-Колгуевская палеорифтовая система заложилась в центральной части акваториального продолжения ПКА севернее Болванского свода Крупным Восточно-Колгуевским разломом эта система разделена на две зоны западную (приподнятую) и восточную (опущенную)

Восточной зоне соответствует крупный односторонний грабен Амплитуда ограничивающих его разломов по поверхности фундамента в южной части составляет около 1,5 км, а в северных районах увеличиваются до 2,5 км и более Мощность осадочных образований нижнего этажа варьирует от 1,6 до 2,4 км

Западная зона представляет собой приподнятый блок, разделяющий Колоколморско-Песчаноозерский грабен и восточную зону На юге она имеет ширину около 20 км, а на севере расширяется до 40 км В ее южных районах относительно восточной зоны сформировался небольшой односторонний грабен Мощность отложений, слагающих нижний этаж, в пределах западной зоны изменяются от 1,3 до 2 км

Поморско-Печороморский палеорифт выделяется на экваториальном продолжении Колвинской системы рэзломов и предстзвляет собой линейно-вытянутую грабенобразную структуру. Ее западный борт образует крупный горст в зоне сочленения с Восточно-Колгуевским грабеном Амплитуда разрыва по поверхности фундамента изменяется от 1,5 км до 3 км Восточный борт сочленяется с Большеземельско-Русской областью поднятий На юге палеорифта выделяется, ограниченный со всех сторон разрывными нарушениями Поморский блок Мощности ордовикско-нижнефранских отложений, выполняющих Поморско-Печороморский грабен, изменяются от 1 до 3 км

Таким образом, по данным сейсмических исследований на экваториальном продолжении ПКА, в пределах выделенных палеорифтовых систем прослеживаются многочисленные зоны развития тектонически ограниченных структур нижнего этажа осадочного чехла На крупных горстах прогнозируется выклинивание отложений,

стратифицируемых, в основном, как среднедевонско-раннефрзнские и выходы нижнедевонских толщ на поверхность раннефранского размыва Кроме этого прогнозируются зоны выклинивания отложений нижнего этажа на Поморском блоке, восточном борту Поморско-Печороморского палеорифта, на Болванском своде и в соседней Большеземельско-Русской области поднятий

Средний структурный этаж Печорской синеклизы сложен верхнедевонско-нижнепермскими, преимущественно карбонатными и верхнепермско-триасовыми терригенными образованиями Глубины залегания и мощности этих отложений возрастают в восточном и северо-западном направлениях - в сторону Предуральского, Предпайхойского прогибов и Южно-Баренцевской впадины В ПКА глубина залегания кровли карбонатного комплекса (D3-Pias-s) изменяется от 2 до 4,5 км, средние мощности - от 1 до 1,5 км, терригенного (Р-,аг-Т) соответственно - от 0,6 до 2 км, и от 0,6 до 1,5 км и более

На суше и в акваториальной части Печорской синеклизы по отложениям среднего этажа с запада на восток выделяются Малоземельско-Колгуевская моноклиналь (МКМ), ПКА, Хорейверская впадина и ВАСЗ Структуры прослеживаются в северо-западном направлении в сторону Южно-Баренцевской впадины

На севере ПКА (суша) по отложениям среднего структурного этажа выделяются Шапкина-Юрьяхинский вал, Колвинский мегавал (Ярейюсский, Харьяго-Усинский валы) и расположенный между ними Денисовский прогиб В северной части последнего выделяется Усть-Печорская депрессия, осложненная Лайским валом По данным ГРР продолжение основных структурных элементов суши прослеживается на экваториальном продолжении ПКА

На основании анализа геолого-геофизических данных, автором внесены некоторые уточнения в районировании морской части ПКА Здесь выделяются Колоколморско-Песчаноозерский, Поморский валы и Печоро-Балтийская зона поднятий Между ними расположены Болванская структурная перемычка и Восточно-Колгуевский прогиб Структуры экваториального продолжения ПКА, по всей видимости, смещены, относительно своей материковой части, в западном направлении на несколько километров вдоль субширотного разлома Они протягивэются нэ северо-зэпад более чем на 180 км до зоны сочленения ПКА с Южно-Баренцевской впэдиной

Колоколморско-Песчаноозерский вал (180x15-17 км) выделяется автором на основании анализа и обобщения данных геолого-геофизических исследований, проведенных в Печорском море Он сформировался на акваториэльном продолжении Шапкина-Юрьяхинской системы разломов и пересекает северо-восточную чзсть о Колгуев, продолжэясь дэлее до сочленения с Южно-Бэренцевской впэдиной Этот вывод сделан на основании прослеживания в пределах островэ, а тзкже южнее и севернее его, характерного крупноамплитудного бортового разлома, к которому приурочены Колоколморская и Песчаноозерская зоны инверсионных антиклинальных поднятий Ось вала погружается в северо-западном направлении нэ 1-2° Его восточное крыло пологое - 2-5°, а западное более крутое - 15-20°, осложнено взбросом Вверх по разрезу амплитуда вала уменьшается от 400 м до 250 м

На морском продолжении Колвинского мегавала выделяются Поморское, Северо-Поморское и Разломное локэльные поднятия, правомерно объединенные в Поморский вал (Бутузов П М и др 1982) С юга на север происходит общее погружение вала по кровле карбонэтов на 1,5 км и более Ширина его составляет 2030 км, длина около 100 км Амплитуда валз нэ шельфе состэвляет 200-300 м Его восточное крыло пологое (до 1°), э зэпадное - более крутое (15-20°) и осложнено вертикзльным сбросом эмплитудой до 100 м

Северо-западнее Поморского валз, так же на продолжении Колвинской системы

11

разломов, выделяется условно названная автором Печоро-Балтийская зона поднятий (80x35 км), осложнённая группой локальных структур (Морские 1,2,3, Печороморские 1,2, Балтийские 1,2 и Калининградская) В данной работе предлагается рассматривать ее также в качестве самостоятельного структурного элемента, представляющего интерес для нефтегазогеологических исследований

Болванская структурная перемычка (100x40км) соответствует приподнятой зоне, которая отделяет Усть-Печорскую депрессию от Восточно-Колгуевского прогиба Ее образование, вероятнее всего, связано с развитием погребенного Болванского свода, выделяющегося по поверхности кристаллического фундамента и нижнему структурному этажу Глубины кровли карбонатного комплекса (03-Р,) в пределах структурной перемычки меняются от 2,3 до 2,6 км

Восточно-Колгуевский прогиб (110х40-50км) на северо-западе раскрывается в Южно-Баренцевскую впадину, а на юго-востоке, постепенно выпопаживаясь, примыкает к Болванской структурной перемычке В наиболее прогнутой его части отложения верхнего девона залегают на глубинах более 4км, а кровля карбонатного комплекса (Оз-Р^ - на глубинах более 3 0 км Прогиб асимметричен, - восточный борт круче западного Снизу вверх по разрезу прогиб выполаживается, его ось смещается в восточном направлении

Особенностью строения верхнедевонско-нижнепермских карбонатных образований является широкое развитие рифогенных построек, приуроченных к краевым и отмельным частям палеодепрессий

В северо-восточных районах ТПП в доманиковое время позднего девона установлено образование впадины, с некомпенсированным осадконакоплением Во времени ее площадь сокращалась вплоть до полного исчезновения в турнейском веке В результате изменения границ палеовпадины смещались зоны окаймляющих и осложняющих ее краевых и отмельных рифогенных построек франского и фаменского возраста Наиболее протяженные рифогенные массивы сформировались в, так называемой, Центрально-Хорейверской рифогенной зоне, пересекающей ПКА, Хорейверскую впадину и ВАСЗ Здесь известны крупные биогермные постройки доманиково-сирачойского и позднеевланско-раннефаменского времени и связанные с ними промышленные скопления УВ

Обширная область экваториальной части ТПП, расположенная севернее Песчаноозерской, Дресвянской, Паханческой и Приразломной площадей, бурением не изучена Однако, здесь проводились региональные геофизические исследования Проведенный нами анализ данных сейсморазведки позволяет отметить, что на временных разрезах прослеживается волновая картина, характерная для области развития крупных рифогенных построек верхнедевонского возраста на суше

Севернее наблюдается погружение и клиноформное строение одновозрастных отложений, что свидетельствует об углублении шельфа в этом направлении Это дало нам основание прогнозировать существование верхнедевонской глубоководной впадины и окаймляющих ее рифогенных построек в районе Восточо-Колгуевского прогиба и северной части Поморского вала

По данным Н И Никонова, В И Богацкого и др (2000 г) развитие органогенных тел доманиково-турнейского возраста ожидается также в районе Русской зоны палеоподнятий и на экваториальном продолжении ВАСЗ Характер их распространения, позволяет ползгэть, что прогнозируемзя верхнедевонская глубоководная пэлеовпэдинз имелз запивообрэзную форму, осложнённую Русской и другими приподнятыми зонами

В северных и экваториальных районах ТПП установлено существование относительно глубоководной впадины в ассельско-сакмарское время ранней Перми Этот вывод был сделан на основании вскрытия многочисленными скважинами

12

депрессионных фаций сезымской свиты В ТПП граница ее распространения проходит вдоль восточных склонов Шапкино-Юрьяхинского и Колоколморско-Песчаноозерского валов (ПКА) и уходит за о Колгуев Восточнее, отложения этой свиты, развиты вплоть до Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Коротаихинской впадины

Органогенные постройки ассельско-сакмарского возраста приурочены к отмельным и краевым участкам сезымского относительно глубоководного бассейна Такими участками являлись инверсионные валы ПКА, ВАСЗ и поднятия Болыиеземельско-Русской области Отдельные рифогенные тела прослеживаются и в пределах МКМ

Пермо-триасовый терригенный комплекс формировался в период смены прибрежно-морских условий осадконакопления континентальными В связи с этим широкое развитие получили фации кос, баров, палеорусел, речных долин, дельт, конусов выноса и др Прослеживается клиноформное строение и общее возрастание мощности верхнепермских и триасовых отложений в северо-западном направлении в сторону Южно-Баренцевской впадины Такое строение этого комплекса подтверждается данными сейсмических исследований и бурения В экваториальной части ПКА прогнозируется и частично доказано широкое развитие аккумулятивных образований (бары, палеорусла, клиноформы, и др) в терригенных отложениях пермо-триаса

По верхнему структурному этажу экваториального продолжения ПКА, так же как и по среднему, выделяются Колоколморско-Песчаноозерский, Поморский валы, Печоро-Балтийская зона поднятий и, расположенные между ними, Болванская структурная перемычка и Восточно-Колгуевский прогиб Они имеют значительно меньшую структурную выраженность и выполаживаются вверх по разрезу

Глава.4. История геологического развития

В геологическом развитии Печорской синеклизы выделяются три основных этапа рифтогенный, синекпизный, осложненный инверсионными процессами, и изостатический

Первый этап (рифтогенный) соответствует концу байкальского и каледонскому геотектоническим циклам ((Я-У-^-Э-О* я), в условиях которых формировался нижний структурный этаж Печорской синеклизы В этот период здесь развивается пассивная окраина Восточно-Европейского континента Она возникла, по всей видимости, в связи с раскрытием на востоке Уральского палеоокеана Осадконакопление в ее пределах происходит в условиях мелководного шельфа с образованием в западных районах преимущественно терригенных формаций, замещающихся в восточном направлении карбонатными отложениями На этом фоне в центральной части Печорской синеклизы, на месте ПКА, развивается внутриконтинентальный рифт Наиболее интенсивно он проявился в силурийско-раннедевонское время, что привело к резкой структурной дифференциации ПКА на разновысотные блоки (грабены-горсты)

В среднедевонско-раннефранское время в регионе происходит региональное воздымание, в результате чего ордовикско-нижнедевонские отложения на большей части Печорской пассивной окраины вышли на поверхность размыва Синхронно в ПКА продолжается развитие грабенообразных прогибов с накоплением преимущественно терригенных осадков и сопровождается проявлениями базапьтоидного магматизма

Второй этап (синеклизный) соответствует герцинскому и началу киммерийского циклам тектогенеза (03-Т), в условиях которого формировался средний структурный этаж Печорской синеклизы В этот период происходит смена

тектонического режима и наступает этап общего погружения, обусловленный, очевидно, пострифтовыми термальными процессами в регионе Формируются позднедевонские и раннепермские некомпенсированные впадины, с развитием рифогенных массивов на границе с мелководным шельфом и на отмельных участках Образование раннепермской депрессии, по всей видимости, обусловлено пострифтовыми погружениями, происходившими в Баренцевоморском седиментационном бассейне и захватившими северные области Печорской синеклизы

В позднем карбоне - ранней перми начинается формирование Уральской горноскладчатой системы и Печорская синеклиза из континентальной окраины превращается во внутриконтинентальную область, смежную с орогеном В ее пределах активно проявляются инверсионные процессы Они привели к образованию протяженных валов и поднятий в районах ранее существовавших грабенов - ПКА и ВАСЗ, а также Хорейверской наложенной впадины на месте Болыиеземельско-Русской области древних поднятий

Позднепермско-триасовое интенсивное прогибание восточных и, особенно, северо-западных районов Печорской синеклизы, очевидно, связано с развитием Уральского передового прогиба и Южно-Баренцевской мегавпадины Здесь происходит образование мощных терригенных формаций, с проградацией осадков преимущественно в северо-западном направлении Дальнейшее обособление валообразных структур ПКА связано, по всей видимости, с образованием складчатых структур Пай-Хоя

Третий этап (изостатический) соответствует концу киммерийского и альпийскому геотектоническим циклам ^-0), в условиях которого формировался верхний структурный этаж Печорской синеклизы Ему соответствует широкое проявление эпейрогенических движений и, в основном, пликативных деформаций осадочных толщ В этот период, очевидно, происходит изменение регионального наклона фундамента Печорской синеклизы с восточного на северо-западное, окончательно придавшее современный облик рассматриваемому региону В олигоцене - миоцене преобладание восходящих движений, обусловило интенсивный размыв юрских и меловых отложений

Глава 5. Нефтегазоносность морской части Печоро-Колвинского авлакогена и

прилегающих областей

На суше ПКА обладает наиболее широким диапазоном нефтегазоносности в пределах ТПП Установленная продуктивность охватывает отложения от нижнего силура до триаса в интервале глубин от 1000 до 4600 м Месторождения углеводородов являются многопластовыми Количество продуктивных горизонтов в большинстве из них изменяется от 4 до 12 Типы залежей разнообразны В отложениях нижнего этажа (0-03^) они в основном пластовые, тектонически, литологически и стратиграфически экранированные, в карбонатных верхнедевонско-нижнепермских толщах - пластовые сводовые, часто массивные, связанные с рифогенными постройками, в терригенных пермско-триасовых отложениях -преимущественно литологически ограниченные

В нижней части разреза (Б-О) коллекторы порово-каверно-трещинные Открытая пористость составляет в среднем 10-12%, проницаемость - 0,05-0,08 мкм2 Средняя площадь залежей - 11-18 км2, эффективные толщины - 2-12 м В вышележащих отложениях (С-Т) коллекторы в основном трещинно-поровые и каверно-поровые, пористость около 15-20%, проницаемость-0,16-0,2 мкм2, средние площади залежей-30-65 км2, эффективные толщины - 6-10 м Нефтегазонасыщенность коллекторов уменьшается вверх по разрезу от 0,82 в отложениях силура и девона до 0,53 в

14

триасовых толщах

В ТПП и в ПКА, в частности, наблюдается увеличение газоконденсатной составляющей залежей в северо-западном направлении

5 1. Нефтегазогеологическое районирование

На суше и в экваториальной части ТПП с запада на восток выделяются Малоземельско-Колгуевская перспективная, Печоро-Колвинская, Хорейверская и Варандей-Адзвинская нефтегазоносные области (НГО) В тектоническом отношении они соответствуют одноименным структурным элементам С севера к ним примыкает Южно-Баренцевская НГО, выделяемая в Баренцевоморской нефтегазоносной провинции

В пределах Печоро-Колвинской НГО (суша) выделяются Шапкина-Юрьяхинский, Лайско-Лодминский, Ярейюсский и Харьяго-Усинский нефтегазоносные районы (НГР), представляющие собой ассоциации различных зон нефтегазонакопления Выделяемые НГР связаны с одноименными тектоническими элементами

Шапкина-Юрьяхинский НГР объединяет три зоны нефтегазонакопления северную (газоконденсатную), среднюю (нефтегазоконденсатную) и южную (нефтяную)

В первой из них открыты три крупных газоконденсатных месторождения (Кумжинское, Василковское и Коровинское) Продуктивны отложения от среднего карбона до нижнего триаса включительно (С2-Т1)

В средней - выявлены крупные нефтегазоконденсатные залежи (С2-Т1) на Ванейвисском и Южно-Шапкинском и небольшие газовые - на Шапкинском месторождениях

В южной зоне открыты три небольших нефтяных месторождения (02-0з*2) Пашорское, Южно-Юряхинское и Верхнегрубешорское

В пределах ЛаОского НГР выделяются три зоны северная (нефтегазоконденсатная), средняя (нефтяная) и южная (газоконденсатная)

В первой из них открыты крупные газоконденсатные и небольшие нефтяные залежи на Лаявожском месторождении (С3-Т1)

В средней - небольшие нефтяные скопления (D2-Dзf2) на Верхнелайском, Северо-Командиршорском, Западно-Командиршорском и Командиршорском месторождениях

В Южной зоне на данный момент выявлены две небольшие газоконденсатные залежи на Верхнеамдермаельском (Dзf2) и Западно-Командиршорском 2 (Эч) месторождениях

В пределах Ярейюского НГР открыты три нефтегазоконденсатных месторождения (С3-Т1) небольшое Хыльчуюсское и два крупных - Южно-Хыльчуюское и Ярейюское

В Харьяго-Усинском НГР открыто 5 крупных (Харьягинское, Возейское, Усинское, Инзырейское, им Юрия Россихина) и 7 небольших (Ошское, Северо-Харьягинское, Сарутаюское и др) нефтяных месторождений В этой зоне известен самый широкий диапазон нефтеносности в ПКА - от силура до триаса включительно

На экваториальном продолжении ПКА, в пределах основных структурных элементов можно выделить Поморский, Колоколморско-Песчаноозерский НГР, Печоро-Балтийский, Восточно-Колгуевский и Болванский возможно нефтегазоносные районы (ВНГР)

Поморский НГР и Печоро-Балтийский ВНГР приурочены к морскому продолжению Колвинского мегавала В первом из них открыто Поморское газоконденсатное месторождение (Р^+э)

Колоколморско-Песчаноозерский НГР связан с морским продолжением Шапкина-

Юрьяхинской системы разломов В его пределах открыто Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение (Ti, Pi),

Восточно-Колгуевский и Болванский ВНГР расположены в центральной части экваториального продолжения ПКА На данный момент залежей УВ в их пределах не установлено, однэко по геолого-геофизическим данным они является перспективными для поиска УВ скоплений

5 2 Нефтегазоносные комплексы

На территории ТПП выделяется 8 нефтегазоносных комплексов (НГК) Нижний структурный этаж (О-й^) вмещает 2 НГК среднеордовикско-нижнедевонский (O2-D1) - терригенно-карбонатный и среднедевонско-нижнефранский (Ог-Оз^) - терригенный

В объеме среднего структурного этажа (D3f2-T) выделяются 6 НГК доманиково-турнейский (D3dm-C,t) и верхневизейско-нижнепермский (С,vrPi) -карбонатные, нижне-средневизейский (CM-vrf, артинско-кунгурский (P,ar-k), верхнепермский (Рг) и триасовый (Т) терригенные

В пределах верхнего структурного этажа (J-Q) ТПП скоплений УВ не установлено

В ордовикско-нижнедевонском НГК основные залежи УВ связаны с нижнесилурийскими и нижнедевонскими карбонатными пластэми, перекрытыми тимано-сэргаевской региональной покрышкой Месторождения выявлены в пределах Большеземельского палеоподнятия (Верхне-Возейское, Сандивейское, Варкнзвтское, Оленье и др), на приподнятых блокэх ПКА и ВАСЗ (Возейское, Запэдно-Командиршорское-2, Хосолтинское и др)

В случэе наличия дополнительного фактора - тектонического экранирования, известны залежи под зональными покрышками, развитыми в породах нижнего девона Такие зоны установлены в ВАСЗ и ПКА (Варандейское, Медынь-море, Леккейягинское, Верхнелайское и др месторождения)

В ордовикских и верхнесилурийских карбонатных пластзх скопления УВ встречзются знзчительно реже (Среднемэкэрихинское, Хосолтинское и др м-ния)

В настоящее время на Печороморском шельфе в нижнедевонских отложениях открыта залежь в ВАСЗ (пл Медынь-море) и получен приток УВ из нижнесилурийских отложений в Хорейверской впадине (Пахзнческэя пл )

В среднедевонско-нижнефранском НГК основные залежи УВ приурочены к песчаным пластам эйфельского, живетского и низов франского ярусов Залежи зкрэнируются тимано-саргэевским региональным флюидоупором и зонзльными глинистыми покрышками среднего девона Дополнительными факторзми экранирования являются разрывные нарушения и выклинивание продуктивных отложений

Нефтеносность среднедевонско-нижнефранских отложений установленз на большинстве месторождений в пределах Хзрьяго-Усинского и Лайско-Лодминского НГР В Ярейюском - из них поднят нефтенасыщенный керн

На юге Шапкина-Юрьяхинского НГР промышленно нефтеносны среднедевонские песчаники В его северной чэсти эти отложения отсутствуют

Известны скопления УВ, приуроченные к району развития среднедевонских отложений, в ВАСЗ (Запэдно-Лейккейягинское, Седьягинское и др месторождения)

По дзнным ГРР в Печорском море прогнозируется широкое распространение ордовикско-нижнефранских отложений (нижний этаж) Они повсеместно перекрыты тимано-саргэевской глинисто-карбонатной покрышкой и осложнены разрывными нарушениями Прослеживзются зоны чэстичного и полного выклинивзния этих отложений на Болванском своде и в Большеземельско-Русской области поднятий В морской чэсти ПКА на горстах и приподнятых блоках прогнозируются зоны

выклинивания среднедевонско-нижнефранских и выходы нижнедевонских отложений под тимано-саргаевскую покрышку, а также зоны развития структур, осложненных тектоническими нарушениями Ожидается развитие зональных и локальных покрышек нижнего и среднего девона, аналогично прилегающей суше

Промышленная нефтегазоносность доманиково-турнейского НГК установлена в пределах контура распространения депрессионных фаций франско-фаменского возраста Основные залежи этого комплекса связаны с верхнедевонскими органогенными постройками Центрально-Хорейверской зоны рифогенных массивов (Ошкотынское, Северо-Сихорейское и др месторождения) Эта зона продолжается в ПКА, где широко развиты залежи УВ, связанные со среднефранскими и нижнефаменскими барьерными рифами в пределах Шапкино-Юрьяхинского, Лайского и Харьяго-Усинского НГР В ВАСЗ нефтяные скопления связаны со среднефранскими постройками в пределах Варандейского и Медынского валов, в том числе и на акватории (Медынь-море)

В ПКА и ВАСЗ известны залежи в турнейских карбонатах под тульской субрегиональной покрышкой Однако, основными флюидоупорами для залежей доманиково-турнейского НГК являются глинистые толщи верхнего франа и среднего фамена

В Нижне-средневизейском терригенном НГК залежи УВ, экранируемые тульской зональной покрышкой обнаружены в песчано-алевролитовых коллекторах кожимского надгоризонта в ПКА и ВАСЗ (Южно-Юрьяхинское и Наульское м-ния) На большей части Хорейверской впадины эти отложения отсутствуют

В ТПП верхневизейско-нижнепермский НГК является основным по количеству запасов и залежей УВ Последние приурочены к валам ПКА, ВАСЗ и южным районам Хорейверской впадины (Кумжинское, Лаявожское, Южно-Хыльчуюское, Варандейское, Лабаганское, Сандивейское и многие др м-ния) Кроме того, с этим комплексом связаны основные залежи морских месторождений (Поморское, Северо-Гуляевское, Долгинское, Приразломное, Варандей-море, Медынь-море) Продуктивными являются верхневизейские, средне-,

верхнекаменноугольные и нижнепермские карбонатные пласты и пачки, а также верхнекаменноугольно-нижнепермские рифогенные образования в пределах контура распространения депрессионных фаций сезымской свиты Залежи нередко массивные, экранируются, в основном, нижнеартинскими локальными и кунгурской региональной глинистыми толщами

В пермско-триасовых терригенных НГК продуктивными являются песчано-алевритовые пласты артинского и кунгурского ярусов нижней, уфимского и казанско-татарского - верхней перми и нижнечаркабожской свиты нижнего триаса Залежи УВ приурочены к антиклинальным структурам инверсионных валов ПКА и ВАСЗ и связаны, в основном, с литологически ограниченными резервуарами В ПКА залежи в пермско-триасовых отложениях установлены на тех же структурах, где продуктивны верхневизейско-нижнепермские толщи По всей видимости, в пределах суши ПКА терригенные породы пермо-триаса обладали недостаточным прогревом для генерации собственных УВ и залежи в них образовались в следствии перетока из нижележащего верхневизейско-нижнепермского комплекса

В экваториальной части ТПП продуктивность верхнепермских отложений установлена на Долгинском и Северо-Гуляевском месторождениях На о Колгуев нефтеносны отложения нижнего триаса (Песчаноозерское месторождение)

Проведенными ГРР на экваториальном продолжении ПКА установлено широкое развитие антиклинальные поднятий в пределах валов Помимо этого, в верхнедевонско-нижнепермских карбонатных образовзниях по геолого-

геофизическим данным прогнозируется и частично доказано развитие депрессионных фаций и смежных с ними рифогенных массивов, В пермо-триасовых терригенных отложениях, аналогично прилегающей суше, прослеживается широкое развитие аккумулятивных тел типа линз, баров, палеорусел и тд Помимо них, в северной части экваториального продолжения ПКА прогнозируется развитие клиноформ и связанных с ними литологически ограниченных ловушек

5 3 Природные резервуары и флюидоупоры

В отложениях нижнего этажа (0-03Ъ) ТПП сформировались два природных резервуарэ ордовикско-нижнедевонский кзрбонатный и среднедевонско-нижнефранский терригенный Они изолируются тиманско-саргаевским региональным флюидоупором

На севере ТПП отложения, слагающие ордовикско-нижнедевонский резервуар, широко распространены, частично или полностью отсутствуя на палеоподнятиях (Лайское, Болванское, Большеземельское и др) Наилучшими коллекторскими свойствами обладают карбонаты нижнего силура и нижнего девона

В условиях обычного залегания коллекторы низкоемкие (пористость до 7-8%, проницаемость доли и единицы мД), трещинного и порово-трещинного типа Однако, в зонах, где нижнесилурийские или нижнедевонские карбонатные породы выходили на поверхность среднедевонско-раннефранских размывов пористость коллекторов увеличивается до 10-17%, а проницаемость до десятков мД Такие зоны рэзвиты нэ пзлеоподнятиях Большеземельско-Русской облэсти, Болвэнском и др, а также на горстах и приподнятых блоках ПКА и ВАСЗ

В северных и экваториальных районах ТПП породы, образующие среднедевонско-нижнефранский резервуар, распространены в ПКА и на Сарембой-Лейкеягинском участке ВАСЗ В среднедевонских образованиях наилучшими ФЕС обладают кварцевые песчаники живетского яруса Открытая пористость в них достигает 12%, проницаемость от 5 до 150 мД Мощность таких коллекторов составляет 0,5 - 5,0 м В эйфельских отложениях коллекторы характеризуются открытой пористостью 4-7% Они менее выдержаны по площади и представлены песчаными линзами толщиной 0,5-3,0 м Коллекгорские свойства среднедевонских пород несколько улучшаются в зонах выклинивания среднего девона, где отложения залегают непосредственно под поверхностью преджьерского или предтиманского несогласия В разрезах яранского - джъерского горизонтов нижнего франэ северных рэйонах ПКА до 40% толщины приходится на песчано-алевритовые породы с пористостью 7-9%, иногда до 12% и проницаемостью до 100 мД

Основным флюидоупором для природных резервуаров нижнего этажа в ТПП (сушз-море) является тиманско-саргаевская глинисто-карбонатная толща Ее мощность варьирует от 30 до 150 м Локальными, реже зонэльными, покрышкэми являются глинистые пласты нижнего и среднего девона, мощность от 1 до 40 м

Нэ экваториальном продолжении ПКА в породах, слагающих природные резервуары нижнего этажа, прогнозируется развитие зон улучшенных коллекторов нэ палеоподнятиях (Болванский свод), на крупных горстах и в приразломных зонах Восточно-Колгуевской и Поморско-Печороморской палеорифтовых систем, а также в соседней Большеземельско-Русской области палеолоднятий Улучшение ФЕС коллекторов здесь связано с образованием вторичной пористости посредством выхода отложений на поверхность размыва, а так же процессов разуплотнения в приразломных зонах

В пределах Колоколморско-Песчаноозерского НГР в породах нижнего этажа ожидается развитие в основном терригенных коллекторов, свойства которых в

западных районах ТПП на данный момент не изучены

В северных районах морской части ПКА в связи с погружением ордовикско-нижнефранских отложений ниже 4,5 км коллекторские свойства терригенных пластов, вероятно, будут ухудшаться в связи со значительными катагенетическими преобразованиями Однако, по данным последних исследований установлено, что на больших глубинах в алевропесчаниках создается вторичная пористость за счет выщелачивания обломков минералов, неустойчивых при высоких пластовых температурах и давлениях Масштаб этого явления достаточен для образования природных резервуаров (Потапов и др 2002)

В отложениях среднего этажа (D3f2 - Т3) выделяются 5 природных резервуаров УВ доманиково-турнейский карбонатный и нижне-средневизейский терригенный под тульской субрегиональной покрышкой, верхневизейско-нижнепермский карбонатный и артинско-кунгурский терригенный, экранируемые региональной кунгурской глинистой толщей, верхнепермско-нижнетриасовый терригенный резервуар, перекрытый нижнетриасовым субрегиональным флюидоупором

Доманиково-турнейский резервуар связан с развитием известняков и вторичных доломитов Наилучшими ФЕС на суше и акватории обладают рифогенные образования Открытая пористость их достигает 15-20 %, а проницаемость десятки и сотни мД В районах отсутствия нижне-средневизейских отложений рассматриваемый карбонатный резервуар экранируется тульской глинисто-карбонатной субрегиональной покрышкой Но основные залежи рассматриваемого НГК установлены под среднефаменской (усть-печорской) субрегиональной и верхнефранскими (евланскими и ливенскими) зональными покрышками Мощность субрегиональных флюидоупоров на суше и акватории местами достигает 100 м, а зональных- 30м

В прибрежных и экваториальных районах ПКА, Хореверской впадины и ВАСЗ под тульской глинисто-кэрбонэтной субрегионэльной покрышкой распространен нижне-средневизейский резервуар В нем рэзвиты высокоемкие коллекторы с открытой пористостью 20-30% и проницаемостью до сотен мД, мощностью до 4 м Они приурочены к дельтовым песчаникэм кожимского горизонта

На севере ТПП верхневизейско-нижнепермский резервуар отличается выдержанностью коллекторских толщ и характеризуется наилучшими ФЕС Зональными покрышками - нижнесерпуховской (ангидритовая пачка) и нижнеассельской (непроницаемые карбонаты) - резервуар разделяется на три горизонта окско-нижнесерпуховский, верхнесерпуховско-верхнекаменноугольный и нижнепермский (ассельско-сакмарский) В северных районах ПКА нижнеассельская покрышка отсутствует и здесь развит среднекаменноугольно-нижнепермский массивный природный резервуар (Коровинское, Лаявожское и др месторождения)

Каменноугольные породы-коллекторы представлены в основном органогенными и органогенно-обломочными известняками Они относятся к трещинно-поровому типу с низкой и средней емкостью - открытая пористость до 10-15%, реже до 18%, проницаемость до десятков мд Распространение коллекторов имеет пластовый характер Мощность пластов 1-12 м

Наилучшие ФЕС связаны с коллекторами рифогенной ассельско-сакмарской толщи Открытая пористость этих пород составляет 7-15%, а максимальные значения достигают 17-29% - проницаемость от единиц до 500 мд Общая мощность нижнепермской карбонатной толщи достигает 100-150 м Мощность отдельных прослоев коллекторов 1-15 м Их суммарная эффективная мощность составляет 14 -47% от общей мощности толщи В пределах изученных площадей рассматриваемой акватории ассельско-сакмарская карбонатная толща характеризуется открытой пористостью до 10%, местами до 20% и проницаемостью до 100 мД

19

Главную роль в экранировании залежей, связанных со средне-, верхнекаменноугольными и ассельско-сакмарскими толщами, играют зональные и локальные артинские и региональный кунгурский флюидоупоры Нижнеартинские глинистые породы (мощностью до 100 м) являются покрышками для залежей в каменноугольных толщах, перекрытых маломощной депрессионной сезымской свитой Верхнеартинские глинистые пачки (10-30 м) служат флюидоупорами для залежей в нижнепермских рифогенных образованиях А там, где артинские глинистые толщи над рифами выклиниваются, залежи экранируются глинистой региональной покрышкой (до 150 м) кунгурского яруса нижней перми

Кроме того, на суше и акватории ТПП в терригенных пачках верхов артинского и кунгурского ярусов встречаются линзовидные песчаные пласты низкоемких коллекторов трещинно-порового типа Они образуют продуктивный резервуар ограниченный глинистыми породами

Верхнепермско-нижнетриасовый природный резервуар сложен прибрежно-морскими, дельтовыми и континентальными образованиями Верхнепермские и, особенно нижнетриасовые, коллекторы представлены песчаниками полимикгового состава, близкими к грауваккам Песчаники обладают высокой пористостью 10-30% В наиболее высокоемких коллекторах с пористостью более 25% проницаемость превышает 500 мД, иногда ЮООмД

Продуктивные толщи характеризуются сложным сочетанием песчаных и глинистых пород Форма и мощность проницаемых пластов разнообразны В прибрежных фациях они выражены в виде кос, баров и др В континентальных и прибрежно-морских литофациях обнаружены сложные системы русловых рукавообразных тел

На севере ПКА в разрезах верхней перми выявлено более 20 уровней с телами песчаников-коллекторов Мощность их - от 1 до 26 м Присутствие в составе триасовых отложений не только дельтовых, но и континентальных литофаций определяет еще более сложный, чем в верхнепермских резервуарах, характер размещения песчаных тел-коллекторов с резкой изменчивостью физических параметров

На севере ТПП в верхней части чаркабожской свиты нижнего триаса распространена субрегиональная глинистая покрышка В пределах ПКА и Хорейверской впадины выше по разрезу залежей УВ не установлено Зональные и локальные флюидоупоры представлены глинистыми пачками уфимского и казанского ярусов верхней перми Мощности флюидоупоров 5-50 м

В ПКА верхнепермско-нижнетриасовый резервуар повсеместно перекрыт нижнетриасовым субрегиональным глинистым флюидоупором, мощностью 80-150м Верхнепермские залежи экранируются зональными и локальными глинистыми покрышками уфимского и казанского ярусов

Таким образом, на морском продолжении ТПП в объеме среднего этажа (D3fz-Ti) лучшими ФЕС обладают коллекторы, связанные с органогенными постройками и терригенными аккумулятивными образованиями

В экваториальной части ПКА распространение таких коллекторов прогнозируется в пределэх рэзвития

домэниково-турнейских рифогенных образований Восточно-Колгуевского прогиба, Поморского валз и Печоро-Бэлтийской зоны поднятий

кэменноугольно-нижнепермских органогенных построек Колоколморско-Песчэноозерского, Поморского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

пермско-триасовых аккумулятивных образований (бары, папеорусла, клиноформы и др)

Основные флюидоупоры прибрежной части ТПП сохраняют свои экранирующие свойства в пределах рассмэтриваемой акватории

5 4 Типы ловушек УВ и зоны их распространения

В ТПП основные залежи УВ в породах нижнего структурного этажа связаны со сложно построенными ловушками, обусловленными тектоническим, литологическим и стратиграфическим экранированием На территории ПКА зоны их развития приурочены к Шапкино-Юрьяхинскому, Лайско-Лодминскому и Колвинскому папеорифтам В соседней Хорейверской впадине - к выклиниванию среднеордовикско-нижнедевонских отложений на склонах Большеземельского палеосвода В ВАСЗ - к структурам инверсионных валов, осложненных разрывными нарушениями

В экваториальной части ПКА на основании результатов проведенной интерпретации сейсмического материала в породах нижнего структурного этажа прогнозируется 8 зон развития ловушек УВ Из них 5 - обусловлены факторами тектонического и стратиграфического экранирования, 3 - литолого-стратиграфического типа

Зоны ловушек УВ, связанные с тектоническим и стратиграфическим экранированием, ожидаются в пределах Колоколморско-Песчаноозерской, Восточно-Колгуевской и Поморско-Печороморской палеорифтовых систем Они приурочены к крупным горстам и приподнятым блокам, ограниченным протяженными разрывными нарушениями Отложения перекрыты региональным флюидоупором тиманско-саргаевского возраста По аналогии с сушей, прогнозируется развитие зональных и локальных нижнедевонских покрышек

Зоны развития ловушек УВ литолого-стратиграфического типа прогнозируются в пределах Поморско-Печороморской и Восточно-Колгуевской палеорифтовых систем Они прослеживаются на склонах грабенов и горстах и связаны с выклиниванием отложений, стратифицируемых, в основном, как среднедевонско-нижнефранские, перекрытых тиманско-саргаевской покрышкой В зонах отсутствия среднедевонско-нижнефранских отложений ожидаются выходы, в основном, нижнедевонских карбонатных пород, перекрытых нижнефранским региональным флюидоупором

Кроме этого, зоны развития ловушек УВ литолого-стратиграфического типа, связанные с выходом и выклиниванием среднеордовикско-нижнефранских отложений, перекрытых тиманско-саргаевской покрышкой, прогнозируются на склонах Болванского палеосвода

На экваториальном продолжении восточного склона Большеземельского палеосвода прослеживается зона выклинивания нижнедевонских отложений, с которой на суше связаны крупные нефтяные месторождения (им Титова, им Требса) Она проходит северо-восточнее Паханческой структуры, затем прослеживается вблизи восточного борта ПКА (сейсмический профиль СТ-102) и в восточных районах Русской зоны палеоподнятий (сейсмический профиль СТ-103)

На западном склоне Большеземельского палеосвода в районе Печорской губы прогнозируются зоны выклинивания отложений, стратифицируемых как силурийско-среднедевонские

В отложениях среднего структурного этажа на территории ТПП большинство залежей УВ связано с антиклинальными структурами инверсионных валов (Шапкина-Юрьяхинского, Лайского, Ярейюского и др)

В экваториальной части ПКА, по состоянию современной изученности, выявлено 23 антиклинальных поднятия в отложениях среднего структурного этажа Основная их часть приурочена к Колоколморско-Песчаноозерскому, Поморскому валам и Печоро-Балтийской зоне поднятий

в пределах Колоколморско-Песчаноозерского вала установлены 9 антиклинальных структур 2 крупных (>50 км2) локальных поднятия (Колоколморское и Песчаноозерское) и 7 мелких (<20 км2) - (Северо-Колоколморские 1,2,3,4, Колгуевское 1, Песчаноморское1 и Западно-Песчаноозерское)

На Поморском вале - 3 локальных поднятия 2 крупных - Поморское и СевероПоморское и 1 среднее (20-40 км2) - Разломное

В Печоро-Балтийской зоне поднятий - 8 антиклинальных структур 3 крупных -Печороморская 2, Калининградская, Балтийская 1 и 5 средних - Печороморское 1, Морские 1,2,3, Балтийская 2

На морском продолжении Ярейюского вала выявлены 2 локальные структуры Дресвянская средняя и Константиновская мелкая

В пределах Болванской структурной перемычки установлено Кузнецкое мелкое антиклинальное поднятие

Помимо антиклинальных структур, ожидается развитие ловушек связанных с рифогенными постройками в верхнедевонско-нижнепермских карбонатных отложениях и с аккумулятивными образованиями пермско-триасового терригенного комплекса

В объеме доманиково-турнейского НГК по сейсмическим данным прогнозируются зоны развития рифогенных ловушек в пределах Восточно-Колгуевского прогиба и северной части Поморского вала

В верхневизейско-нижнепермском НГК зоны развития рифогенных тел прогнозируются и частично подтверждены бурением в пределах Колоколморско-Песчаноозерского, Поморского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

В верхнепермском терригенном НГК прогнозируется развитие ловушек, связанных с клиноформами (ундоформы и фондоформы), а так же с палеоречными каналами, в пределах Поморского вала, Восточно-Колгуевского прогиба и Печоро-Балтийской зоны поднятий

В триасовых отложениях развитие ловушек, связанных с аккумулятивными образованиями прогнозируется, в основном, в пределах Поморского, Колоколморско-Песчаноозерского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

5 5 Нефтепроизводящие толщи и прогноз фазового состояния ожидаемых

залежей УВ

Результаты комплексных геохимических исследований горных пород, выполненных специалистами ТПНИЦ, ВНИГРИ, ИГиРГИ, МГУ и др, позволили охарактеризовать осадочные толщи ТПП с точки зрения их нефтегазогенерационных свойств

В пределах морской части ПКА в объеме нижнего структурного этажа наибольшим генерационным потенциалом обладает силурийская высокопродуктивная толща Ее мощность в палеопрогибах ПКА достигает 1 км Она содержит карбонатные и карбонатно-глинистые пласты, содержание Сорг в которых достигает 7% Преобладает сапропелевый тип органического вещества (ОВ)

В северных и экваториальных районах Колвинского вала и Денисовского прогиба в среднедевонско-нижнефранских терригенных отложениях прогнозируется развитие низкопродуктивных нефтегазоматеринских пород (Сорг в среднем - 0,6%), мощностью от 10 до 50 м Преобладает гумусовый тип ОВ

В экваториальной части ПКА в объеме среднего структурного этажа к высокопродуктивным относятся депрессионные фации верхнедевонского и ассельско-сакмарского возраста Содержание Сорг 3-5%, мощность 20-100 м Тип ОВ - сапропелевый

Среднепродуктивными считаются пермо-триасовые терригенные толщи Они

содержат глинистые и углистые пласты (Сорг 3-10%) Среднее содержание Сорг 1-2% Тип ОВ сапропелево-гумусовый Их мощности изменяются от 1100 в прибрежных районах до 1800 м и более на акватории

На морском продолжении ПКА, так же как и на суше, в нижних комплексах процессы нефтегазообразования интенсивнее всего протекали в грабенообразных прогибах Это связано с накоплением в их пределах наибольшей мощности осадков, а также с развитием глубинных разломов и значительными амплитудами погружения и, следовательно, значительным прогревом Учитывая, в том числе, и особенности распространения ОВ, выраженные в увеличении его количества с запада на восток, наиболее вероятными очагами генерации УВ нижнего этажа (02-D3f|) являются Восточно-Колгуевский и Поморско-Печороморский грабены

В вышезалегающих отложениях среднего этажа (D3f2-T) процессы генерации УВ наиболее интенсивно протекали, по всей видимости, в пределах мощной и обширной Восточно-Колгуевской впадины

В результате исследований ТПНИЦ (Данилевский, Склярова, Трифачев и др 2003), базировавшихся на изучении влияния интенсивности катагенеза исходного ОВ на реализацию его генерационного потенциала, были определены палеотемпературные и палеоглубинные характеристики главной фазы нефте- и газообразования для нефтегазоматеринских пород различного возраста Полученные закономерности позволили рассчитать вероятные этапы прохождения различными породами зон генерации УВ (нефте-, газоконденсато- и газообразования) в процессе геологической эволюции Для этого были построены седиментационные кривые в районах предполагаемых очагов генерации УВ на севере и юге экваториального продолжения ПКА Учитывэя результзты исследований изменения отражающей способности витринита в породах на экватории и прилегающей суше ТПП (Никульшина и др , ИГиРГИ, 2006) в данной работе сделан прогноз распространения зон генерации и эккумуляции УВ рэзличного фазового состояния для каждого нефтегазоносного комплекса нз эквзториэльном продолжении ПКА и прилегающих облэстях

В ордовикско-нижнедевонском комплексе ожидзется преоблздание залежей газз с конденсатом, поскольку силурийскэя нефтегэзопроизводящая толща нэ большей части аквэторизльного продолжения ПКА, начиная с триасового времени, находится в зоне газогенерзции Нефтяные зэлежи, обрэзовэвшиеся в период прохождения этими отложениями глзвной фэзы нефтеобрззовзния (С-Т), в силу активизации тектонических движений (инверсионные процессы), по всей видимости, в большей мере были разрушены, а их УВ мигрировали в вышележащие отложения

Вверх по разрезу доля нефтяных скоплений будет увеличиваться, так как, по большей части отложения девона, карбона и нижней перми находятся в главной зоне нефтяного окна (ГЗН) Однако, учитывая мощный генерационный потенциал силурийской толщи, газоконденсэтнзя состэвляющэя в верхнепэлеозойских зэлежзх УВ местами может превэлировать (Поморское месторождение)

В верхнепермско-триасовом терригенном комплексе ожидзется развитие сингенетичных зэлежей нефти, тзк кэк в северных и центрзльных районах акваторизльного продолжения ПКА эти отложения нзходятся в ГЗН (Песчанозерское месторождение)

В целом, так же как и на суше, в аквзториальной части ПКА прогнозируется закономерное увеличение газоконденсзтной состэвляющей в зэлежэх УВ в северозападном направлении Такэя зонзльность обусловленэ, по всей видимости, увеличением глубины зэлегэния отложений, температур их прогрева и гумусового составз ОВ в северо-ззпздных рзйонзх ПКА

Глава 6. Перспективы нефтегазоносностн и основные направления ГРР

В результате уточнения ресурсной базы по состоянию на 01 01 05 г, проведенного ВНИГРИ в рамках разработки программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 года, прогнозные ресурсы углеводородного сырья категории «Д» Печороморского шельфа составляют 4 млрд 27 млн т извлекаемых УВ Отдельно ресурсы экваториальной части ПКА рэнее не оценивзлзсь В данной работе восполнен этот пробел Нэ базе метода геологических аналогий произведена количественная оценка ресурсов категории «Д» Онэ состзвила 1 млрд 120 млн т извлекаемых УВ (27,8% от общих ресурсов экваториальной части Печорской синеклизы) в том числе нефти 330 млн т, газа - 737 млрд м3 и конденсатз - 53 млн т

Наиболее перспективными являются отложения среднего структурного этажа (02-Оз^) На них приходится 665 млн т извлекаемых УВ, в том числе нефти - около 235 млн т, газэ-415 млрд м3 и газового конденсатз 15 млн т(2%)

Лидером среди нефтегазоносных комплексов среднего этэжз является верхневизейско-нижнепермский (340 млнт УВ) В пермско-триасовом комплексе ожидается 230 млн т УВ, а в доманиково-турнейском - 95 млн т УВ

Отложения нижнего структурного этажа залегзют нз глубинэх от 3 до 8 км В связи с этим ресурсы их нз большей части территории трудно доступны для освоения Тем не менее, эти отложения, безусловно, богзты УВ как на суше, так и на акватории и способны дать значительные приросты запасов По результатам проведенных рзсчетов с этими отложениями связано около 453 млн т извлекземых прогнозных ресурсов УВ Из них порядка 96 млн т нефти, 320 млрд м3 газэ и около 37 млн т конденсатз В нижнем (среднеордовикско-нижнедевонском) НГК прогнозируется 281 млнт УВ и в верхнем (среднедевонско-нижнефранском) - 172 млнт УВ

Ожидается, что с ростом степени изученности отложений нижнего этзжэ будут возрзстать их прогнозные ресурсы УВ

В экваториальной части ПКА, из расчета распределения плотностей прогнозных извлекаемых УВ ресурсов на площадь рэссматриваемых районов, высокоперспективными (> 100 тыст/ км2) являются морское продолжение Колвинского мегавала и Колоколморско-Песчаноозерский вал

Наиболее богаты ресурсами УВ Поморский НГР и Печоро-Балтийский ВНГР При их общей площади около 4300 км2 плотность прогнозных ресурсов составляет 156 тыс т/км2 К ним приурочены 673 млн т извлекаемых прогнозных ресурсов УВ Из них около 213 млн т нефти, 434 млрд м3 - газа и порядка 26 млн т конденсата

В Колоколморско-Песчаноозерском НГР, при площади 2700 км2, плотность ресурсов составляет 103 тыст /км2 В его пределах прогнозируется около 277 млн т извлекаемых УВ Из них около 78 млн т нефти, более чем в два раза больше газа -186 млрд м3 и порядка 13 млн т конденсата

К перспективным второй категории (20-60 тыст/ км2) относится Восточно-Колгуевский ВНГР При общей площади около 4950 км2 плотности ресурсов прогнозируется более 30 тыст/кмг Здесь нзсчитывэется около 170 млнт извлекаемых прогнозных УВ ресурсов Из них около 40 млн т нефти, 116 млрд м3 -газа и 14 млн т - конденсата

Болванский ВНГР является наименее изученным в ПКА Однако, он является безусловно перспективным для поиска УВ скоплений в зонах выклинивания среднеордовикско-нижнефранских отложений на склонах палеосвода и развития ожидаемых органогенных построек и зккумулятивных обрззований в объеме среднего этажа В связи с этим, целесообразно проводить дальнейшие изучения этого района

6 1 Основные направления ГРР

На основании проведенных исследований, в экваториальной части ПКА предлагаются следующие перспективные направления ГРР и рекомендации по их проведению

Главные направления ГРР.

1 направление - верхнедевонско-триасовые отложения среднего структурного этажа (Р-Лг-Т) экваториальной части ПКА Оно охватывает наиболее доступные и значительные ресурсы УВ - 603 млн т извлекаемых УВ Из них около 62% (373 млрд м3) будет принадлежать газовым залежам, 36% (216 млн т) -нефтяным и 2% (14 млн т) - конденсатным

Это направление подразделяется на три поднаправления

1а - карбонатные отложения верхневизейско-нижнепермского НГК (,CfУз-Pías+sJ Колоколморско-Песчаноозерского, Поморского валов и Печоро-Бэлтийской зоны поднятий Объектами поиска здесь являются антиклинальные поднятия и рифогенные образования

26 - терригенные нижнепермско-триасовые отложения (РгТ) Колоколморско-Песчаноозерского, Поморского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий Объектами поиска здесь являются локальные поднятия и литологически ограниченные ловушки (бэры, врезы, линзы, палеорусла, клиноформы и т д)

Зв - доманиково-турнейские отложения Восточно-Колгуевского прогиба, Поморского вала и Печоро-Балтийской зоны поднятий Объектами здесь являются локальные поднятия и рифогенные структуры

Учитывзя современные технические возможности проведения ГРР, прогрэммэ первого направления может быть реализовэна за 6 - 7 лет, в среднем по 2 - 2,3 года на каждое поднаправление Таким образом, прирост извлекаемых запасов категории С2, С1 составит около 85-100 млн т УВ в год

2 направление - среднеордовикско-нижнефранские отложения нижнего структурного этажа (О?-РдЛ) экваториальной части ПКА Оно охватывает менее доступные ресурсы УВ, с глубинами залегэния от 3 км до 8 км По предварительным подсчетам они составляют 375 млн т извлекаемых УВ Из них около 70% будет принадлежать газовым залежэм, что состэвит 264 - млрд м 3, 22% нефтяным - 82 млн т и 8% конденсатным - 29 млн т Вероятнее всего, что при росте объемов проведение ГРР на нижние комплексы будут существенно возрастать их УВ ресурсы

Это напрзвление подразделяется на два поднапрзвления

2з - среднеордовикско-нижнефранские отложения (Ог-Рз^) Поморско-

Печороморской палеорифтовой системы

26 - среднеордовикско-нижнефранские отложения (02-0з^) Восточно-

Колгуевской палеорифтовой системы

Объектами поиска залежей нефти и газа по поднаправлениям 2а и 26 являются ловушки, связанные с локальными поднятиями, а также незнтиклинальные ловушки -тектонически экранированные, литолого-стратигрэфические и комбинированные

Учитывая трудности проведения ГРР, связанные с подготовкой и опоискованием сложнопостроенных объектов, программа второго направления может быть реализованз зэ 6 - 8 лет Это состэвит в среднем 3-4 годэ нз кзждое поднэправление, при этом прирост извлекземых зэпасов С1, С2 состэвит около 45 -60 млн т УВ в год

Прочие направления ГРР охватывают менее крупные ресурсы УВ - 136 млн т извлекаемых УВ и рассчитано на дальнюю перспективу (8-10 лет) В среднем это составит 4-5 лет на каждое поднаправление Прирост запасов - от 25 до 35 млн т УВ в год

3 направление - пермско-триасовые терригенные и верхневизейско-нижнепермские карбонатные отложения Восточно-Колгуевского прогиба Объектами ГРР на этом направлении являются локальные поднятия, ловушки рифогенного и литологически ограниченного типов

4 направление - среднеордовикско-нижнефранские отложения (02-0л<) Колоколморско-Песчаноозерской палеорифтовой системы Объектами поисковых работ здесь являются локальные поднятия, тектонически экранированные, литолого-стратиграфические и комбинированного типа ловушки

В рамках указанных направлений рекомендуется проведение дополнительного комплекса геофизических исследований Он должен включать гравиметрические, магнитометрические и сейсморазведочные работы, наряду с современной переинтерпретацией уже полученного геофизического материала Перед постановкой дополнительных исследований ставятся следующие задачи

По первому направлению •

1 Подготовка к бурению уже известных и выявление новых перспективных объектов поиска в верхнедевонско-нижнетриасовых отложениях Поморского, Колоколморско-Песчаноозерского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

2 Уточнение характера распространения органогенных построек в верхневизейско-нижнепермских карбонатных отложениях (С^з-Р^з+э) Поморского, Колоколморско-Песчаноозерского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

3 Изучение зон литологически ограниченных ловушек в нижнепермско-триасовых терригенных отложениях (Р-Т-О Поморского, Колоколморско-Песчаноозерского валов и Печоро-Балтийской зоны поднятий

4 Прослеживание границ депрессионных фаций и приуроченных к ним органогенных построек в доманиково-турнейских отложениях Восточно-Колгуевского прогиба, Поморского вала и Печоро-Балтийской зоны поднятий

При проведении комплексных геофизических исследований по первому направлению рекомендуется заложение дополнительной сейсмики широкого глубинного диапазона, с целью освещения отложений нижнего этажа, и накапливания информации для освоения направления второй и третьей очереди

По второму направлению

1 Уточнение строения отложений нижнего структурного этажа экваториального продолжения ПКА положения глубинных высокоамплитудных разломов северо-зэпэдного простирэния Поморско-Печороморской, Восточно-Колгуевской и Колоколморско-Песчэноозерской пэлеорифтовых систем и рэзломов северовосточного простирэния, глубины залегания и мощности отложений комплекса

2 Уточнение протяженности и строения зон выклинивания отложений комплекса (Ог-йзЬ) на приподнятых бортах грабенов и горстах в приразломных зонах Поморско-Печороморской и Восточно-Колгуевской пэлеорифтовых систем

3 Выявление перспективных поисковых объектов - локальных структур, осложненных тектоническими нарушениями, ловушек связанных с зонами литологического выклинивания, стрэтиграфического экранирования и комбинированных

Для первого и второго направлений рекомендуется

1 Посредством детализационной двухмерной сейсмики в пределах подготовленных к бурению и выявленных перспективных ловушек определить флюидосодержание, пространственное положение залежи, распространение пород коллекторов и экранирующие свойства покрышек

2 С помощью трехмерной сейсморазведки детализировать строения наиболее перспективных локальных объектов для оптимизации заложения поисковых скважин (на глубины до 5 км)

3 Для оценки достоверности результатов и ускорения темпов проведения ГРР предусмотреть бурение как минимум одной параметрической скважины на глубину около 5 км Полученные данные позволят уточнить прогнозируемый в этом районе литолого-фациальный состав и глубины залегания перспективных комплексов Оптимальным местом для ее заложения является северная часть Поморского вала Перспективные отложения, в т ч и нижних комплексов, находятся здесь на доступных для бурения глубинах С целью повышения эффективности дальнейших ГРР, целесообразно бурение этой скважины в районе Разломной структуры

При прогнозировании локализованных объектов, имеющих малые горизонтальные размеры и большие вертикальные, каковыми являются антиклинальные структуры на высокоамплитудных валах, рифогенные постройки, грабены и горсты, трещинные зоны и тд эффективно в комплексе с сейсмическими исследованиями использовать грави- и магниторазведку

Современные технологии обработки волнового поля должны включать построение глубинных и глубинно-скоростных моделей на основе миграции до суммирования Это необходимо для точного изображения в пространстве исследуемых геологических структур (зоны тектонических нарушений и резкого сокращения мощностей (выклинивания), антиклинальные структуры, рифогенные постройки, АТЗ и т д)

При обработке данных морской сейсморазведки хорошо зарекомендовали себя анализ AVO, AVA и "упругой инверсии", позволяющие определить эффективные упругие параметры среды, а также прогнозировать наличие УВ, особенно в случае присутствия газовых залежей

Заключение

Данная диссертационная работа представляет собой комплексный анализ геолого-геофизической информации, полученной на территории и акватории ТПП, с учетом результатов исследований данного региона ведущими производственными и научными организациями (Арктикморнефтегазразведка, Севморгеология, МАГЭ, Газфлот, ТПНИЦ, ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, ВНИИГаз, ИГиРГИ, МГУ и др )

Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему

1 Проведен анализ состояния ГРР в северной части ТПП (суша-море) Отмечены положительные результаты и выделены основные проблемные вопросы нефтегазогеологических исследований на экваториальном продолжении ПКА Обоснованэ целесообрэзность проведения ГРР ориентированных на поиск неантикпинзльных ловушек рифогенных, литолого-стрэтигрэфических, тектонически экранированных и комбинированных

2 Проанализирован характер строения палеозойско-мезозойских отложений северэ ТПП (сушэ-море) и выяснены основные литолого-стратигрэфические и тектонические особенности

- Предложена схема тектонического районировзния по отложениям нижнего структурного этэжэ (0-D3f,) Состзвлены кзрты рэспрострэнения ордовикско-нижнефрэнских отложений, где отмечены зоны их выклинивания и выходы на

поверхность среднедевонско-раннефранских размывов в экваториальной части ТПП

- Уточненз структурно-тектоническая схема по отложениям среднего этажа (Dзf2-Т) Дан прогноз распространения депрессионных фаций и рифогенных образований верхнедевонского и нижнепермского возраста, а так же аккумулятивных тел в терригенных отложениях пермо-триаса

3 Проведена реконструкция истории геологического развития и выделены основные этапы формирования структуры осадочного чехла ТПП

4 На основе результатов анализа закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений, дан научно обоснованный прогноз их поиска в экваториальной части

5 Выделены зоны рэзвития ловушек УВ структурного и неантиклинального типов в палеозойско-мезозойских отложениях

6 Проанэлизированы данные комплексных геохимических исследований и выделены основные нефтегазоматеринские толщи, зтзпы прохождения ими главных зон нефте- и газообразования, главные очаги генерэции и обосновэн прогноз фэзового состояния ожидаемых залежей УВ в палеозойско-мезозойских отложениях морской части ПКА

7 В результате проведенных исследовзний дэнэ оценкэ перспектив нефтегазоносности и предложены дэльнейшие направления ГРР для эффективного освоения ресурсов экваториального продолжения ПКА

1 "Изменчивость палеозойских литолого-стратиграфических комплексов переходной зоны Печоро-Колвинского авлакогена и Малоземельско-Колгуевской моноклинали" Сборник Актуальные проблемы нефтегазовой геологии Москва ИГиРГИ 2002г

2 "Неструктурные ловушки в зоне сочленения экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена и прилегающей Малоземельско-Колгуевской моноклинали -новое перспективное направление поисков нефти и газэ в Печорском море" Тезисы доклада Международной конференции "Нефть и газ эрктического шельфа 2002" Мурманск, 2002 г

3 "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности экваториальной чэсти Печоро-Колвинского эвлзкогена" Нефтегазовэя геология и освоение ресурсов и зэпэсов углеводородов Москвэ, ИГиРГИ, 2004 г

4 Перспективы поисков залежей нефти и газэ в зонэх выклинивэния пзлеозойских отложений Печорского моря" Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений Москва, ВНИИОЭНГ, 2004 г

5 "Перспективы нефтегазоносности додоманиковых отложений Печорского моря" Тезисы доклада Междунэродной конференции "Нефть и гзз эрктического шельфа 2004" Мурмзнск, 2004 г

6 «Перспективы нефтегэзоносности среднеордовикско-нижнефрэнских отложений Печорского моря» Тезисы доклэдэ междунэродной нзучно-технической конференции «Нефть, гзз Арктики» РГУНГ, М , 2006 г

7 А Н Скоробогэтько, А В Никишин, В В Обметко, «Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Южной части Печорского моря» Тезисы докладз международной научно-технической конференции «Нефть, газ Арктики» Москва, РГУ нефти и газа, 2006

8 АН Скоробогатько, А В Никишин, В В Обметко, «Перспективы нефтегазоносности рифогенных образований на аквэториэльном продолжении Тимано-Печорской провинции» Тезисы докладз Мевдународной конференции "Нефть и газ арктического шельфа 2006" Мурманск, 2006 г

Опубликованные работы по теме диссертации

Подписано в печать 25 04 2007 г Исполнено 26 04 2007 г Печать трафаретная

Заказ № 474 Тираж 80 экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш, 36 (495) 975-78-56 аШогеГега! ги

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Обмётко, Виктор Валерьевич

Введение.

Глава 1. Состояние и основные результаты геолого-разведочных работ, проведенных в северной части Тимано-Печорской провинции.

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика.

Глава 3. Основные черты геологического строения морской части Печоро

Колвинского авлакогена.

3.1. Строение фундамента и переходного комплекса.

3.2. Нижне-среднепалеозойский (нижний) структурный этаж.

3.3. Верхнепалеозойско-мезозойский (средний) структурный этаж.

Глава 4. История геологического развития.

Глава 5. Нефтегазоносность морской части Печоро-Колвинского авлакогена и прилегающих областей.

5.1. Нефтегазогеологическое районирование.

5.2. Нефтегазоносные комплексы.

5.3. Природные резервуары и флюидоупоры.

5.4. Типы ловушек УВ и зоны их распространения.

5.5. Нефтепроизводящие толщи и прогноз фазового состояния ожидаемых залежей УВ.

Глава 6. Перспективы нефтегазоносности и основные направления ГРР.

6.1. Основные направления ГРР.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Перспективы нефтегазоносности акваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена"

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) является главным нефтедобывающим регионом европейского севера РФ. Учитывая интенсивно развивающуюся инфраструктуру, строительство Северо-Западного газопровода, связывающего Российский север со странами Европы, усиление поисково-разведочных работ, направленных на подготовку новых запасов углеводородного сырья в ТПП, приобретает важное политико-экономическое значение. Однако наиболее доступные ресурсы суши здесь в значительной мере разведаны. Дальнейшее усиление сырьевой базы здесь связано с существенным увеличением объёмов капиталовложений, которое обусловлено ростом глубинности и трудоёмкости буровых работ, дефицитом фонда поисковых объектов, сложностью их картирования и т.д.

В связи с этим, резко возрастает роль геолого-разведочных работ (ГРР) в морской части ТПП. Ее высокая перспективность доказана открытием шести месторождений нефти и газа. Промышленные залежи УВ в них связаны с верхнепалеозойско-мезозойским комплексом пород. Однако эти и особенно нижнепалеозойские отложения на данный момент недостаточно изучены. Они обладают значительными запасами и ресурсами УВ на суше и, несомненно, перспективны в экваториальной части провинции.

Объект исследований диссертационной работы - экваториальное продолжение Печоро-Колвинского эвлэкогенэ (ПКА). Нэ суше он является лидером по количеству нэчальных суммарных ресурсов УВ и крупных месторождений в ТПП. Однэко, интенсивность ГРР в его экваториальной части ниже чем в других областях. За последние 10 лет здесь не было открыто ни одного нового месторождения. В связи с этим усиление ГРР и подготовка новых перспективных объектов в морской части ПКА, на сегодняшний день является актуальной задачей.

Целью данной работы являлся прогноз перспектив нефтегазоносности и научное обосновэние дальнейших направлений ГРР на базе энализа особенностей геологического строения и формирования осадочного чехла морского продолжения ПКА. Для достижения этой цели решались следующие основные задачи:

Для достижения этой цели решались следующие основные задачи:

- Уточнение геологического строения экваториальной части ПКА на основе обобщения и анализа данных ГРР, проведенных в пределах суши и акватории ТПП.

- Реконструкция истории геологического развития северной (суша) и экваториальной частей Печорской синеклизы;

- Анализ характера рэзмещения выявленных нефтяных и газовых месторождений северэ ТПП (суша-море) и прогноз открытия новых в эквэториальной части ПКА.

- Оценка генерэционного потенциэлэ основных нефтегазопроизводящих толщ и прогноз фазового состояния УВ морского продолжения ПКА;

- Выделение зон развития ловушек, перспективных для нефтегазонакопления в эквэториальной чэсти ПКА.

- Кэчественная и количественная оценка перспектив нефтегэзоносности морского продолжения ПКА

- Выбор и обосновэние дэльнейших нэправлений и первоочередных объектов геолого-разведочных работ в эквэториэльной чэсти ПКА.

В основу диссертации положены итоги проведенных автором исследований геологического строения и нефтегазоносности ТПП. Использовались результаты анализа материалов буровых работ и геолого-геофизических исследований Печоро-Баренцевоморского региона ведущими производственными и научными организациями (Арктикморнефтегазразведка, Севморгеология, МАГЭ, Газфлот, ТПНИЦ, ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, ВНИИГаз, ИГиРГИ, МГУ и др.). В результате проанализированы и обобщены данные более 10 тыс. пог. км сейсмических профилей, 100 глубоких скважин и 80 месторождений, а также многочисленные публикации и фондовые работы.

Таким образом, на основании комплексного анализа и обобщения геолого-геофизической информации и результатов работ предшествующих исследований уточнена модель геологического строения и нефтегазоносности экваториальной части ПКА:

1. впервые предложена схема тектонического районирования по отложениям нижнего структурного этажа (0-D3fi). Здесь выделены Колоколморско-Песчаноозерская, Восточно-Колгуевская и Поморско

Печороморская палеорифтовые системы. Прослежено их простирание в северо-западном направлении от береговой линии в сторону Южно-Баренцевской впадины.

2. уточнена структурно-тектоническэя схема по отложениям среднего этажа (D3f2-T). Установлено, что Колоколморский и Песчаноозерский валы приурочены к экваториальному продолжению Шапкина-Юрьяхинской системы разломов и входят в состав единого Колоколморско-Песчаноозерского вала, пересекающего северо-восточную часть о. Колгуев и продолжащегося на акватории до сочленения с Южно-Баренцевской впадиной.

- на северном окончании Колвинского мегавала впервые выделена (условно названная автором Печоро-Балтийской) зона локальных поднятий в качестве самостоятельного структурного элемента.

1. разработаны детальные литолого-фациальные схемы ордовикско-нижнефранских отложений, выделены зоны выклинивания и выхода этих отложений на поверхность среднедевонско-раннефранских размывов.

2. дан прогноз развития депрессионных фаций и рифогенных образований верхнедевонского возраста. Уточнены зоны распространения нижнепермских органогенных построек и аккумулятивных образований пермо-триаса.

3. Выделены и уточнены зоны развития ловушек УВ антиклинального, рифогенного, литолого-стратиграфического, тектонически экранированного и комбинированного типов в палеозойско-мезозойских отложениях.

- В работе защищаются следующие основные положения:

1. Обоснование сохранения литолого-фациального состава палеозойско-мезозойских отложений на продолжении основных тектонических элементов суши в экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена.

2. Схемы тектонического и литолого-фациального районирования отложений нижнего структурного этажа (0-D3fi), как основа для поисков залежей нефти и газэ литолого-стратиграфического, тектонически экранированного и комбинированного типов на экваториальном продолжении ПКА

3. Построенные карты и схемы выделенных зон развития ловушек различного морфолого-генетического типа в отложениях среднего структурного этажа (D3f2-T) шельфовой части ПКА.

4. Основным нефтегазоносным комплексом в южной части экваториального продолжения ПКА является верхневизейско-нижнепермский, в северной - ожидается значительное увеличение нефтегазового потенциала пермо-триасовых отложений, в связи с возрастанием их мощности, глубины залегания и температур прогрева.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Обмётко, Виктор Валерьевич

Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему:

1. Проведен анализ состояния ГРР в северной части ТПП (суша-море). Отмечены положительные результаты и выделены основные проблемные вопросы нефтегазогеологических исследований на экваториальном продолжении ПКА. Обоснована целесообразность проведения ГРР ориентированных на поиск неантиклинальных ловушек: рифогенных, литолого-стратиграфических, тектонически экранированных и комбинированных.

2. Проанализирован характер строения палеозойско-мезозойских отложений севера ТПП (суша-море) и выяснены основные литолого-стратиграфические и тектонические особенности.

- Предложена схема тектонического районирования по отложениям нижнего структурного этажа (0-D3fi). Составлены карты распространения ордовикско-нижнефранских отложений, где отмечены зоны их выклинивания и выходы на поверхность среднедевонско-раннефранских размывов в экваториальной части ТПП.

- Уточнена структурно-тектоническая схема по отложениям среднего этажа (D3f2-T). Дан прогноз распространения депрессионных фаций и рифогенных образований верхнедевонского и нижнепермского возраста, а так же аккумулятивных тел в терригенных отложениях пермо-триаса.

3. Проведена реконструкции истории геологического развития и выделены основные этапы формирования структуры осадочного чехла ТПП.

4. На основе результатов анализа закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений, дан научно обоснованный прогноз их поиска в экваториальной части.

5. Выделены зоны развития ловушек УВ структурного и неантиклинального типов в палеозойско-мезозойских отложениях.

6. Проанализированы данные комплексных геохимических исследований и выделены основные нефтегазоматеринские толщи, этапы прохождения ими главных зон нефте- и газообразования, главные очаги генерации и обоснован прогноз фазового состояния ожидаемых залежей УВ в палеозойско-мезозойских отложениях морской части ПКА.

7. В результате проведенных исследований данэ оценкэ перспектив нефтегазоносности и выбор дальнейших нэпрэвлений ГРР для эффективного освоения ресурсов акваториэльного продолжения ПКА.

Заключение

Данная диссертационная работа представляет собой комплексный анализ геолого-геофизической информации, полученной на территории и акватории ТПП, с учетом результатов исследований данного региона ведущими производственными и научными организациями (Аркгикморнефтегазразведка, Севморгеология, МАГЭ, Газфлот, ТПНИЦ, ВНИГРИ, ВНИИОкеангеологии, ВНИИГаз, ИГиРГИ, МГУ и др.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Обмётко, Виктор Валерьевич, Москва

1. Агафонова А.В. Седиментогенез, литогенез и закономерности строения нижнепермских карбонатных отложений севера Печорской синеклизы: Автореферат дисс. . степ, кандидата геол.-мин.-наук. М., 1999.

2. Аплонов С.В., Шмелев Г.Б. и др. Новая геодинамическая модель Баренцево-Карского шельфа и прилегающей суши //Доклады РАН 1996. Т.351-№5. с.652-655

3. Анищенко Л.А., Малышев Н.А., Специфика нефтегазоносности континентальной и экваториальной частей Печорско-Бэренцевоморского бэссейнэ // Геология и рэзрэботкэ газовых месторождений. М., 1998. с. 37-41

4. Алексин Г.А., Россохин Ю.А., Рэппопорт Б.И., Рэссомэхин В.Я. Перспективы поисков залежей нефти и газэ в нижнефрэнско-среднедевонском нефтегэзоносном комплексе в северных рэйонэх ТПП // Геология нефти и гэзэ, 1981. №3. с. 13-18

5. Анохин В.М. Связь локэльных нефтегазоносных структур шельфэ Бэренцева моря с сетью рэзрывных нэрушений // Доклэды РАН, 1999. Т.368-№6. с.790-793

6. Беляков С.Л. Карбонатные шельфы каменноугольного и пермского периодов Тимано-Бэренцевоморского регионэ II Геология, геофизикэ и рэзрэботкэ нефтяных и газовых месторождений, 2006. №11. с 40-48

7. Берлин Ю.М., Мэринэ М.М. Температурные условия преобразовэния оргэнического веществэ нижнепермских отложений Печорского моря и прогноз очэгов нефтегэзообрэзовэния //Доклэды РАН. 2003. -Т.388-№1. с.81-84.

8. Вэссерман Б.Я. Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции нэ нэчэло 21 в. // Геология нефти и газа. 2001.№2. с.2-6.

9. Верба М.Л., Иванова Н.М. Перспективный в нефтегазоносном отношении нижнепалеозойский комплекс осадочного чехла Баренцевской шельфовой плиты II Разведкэ и охрэна недр. 2000. № 12.

10. Верба М.Л., Ивановэ Н.М. Результэты сейсмических исследовэний по опорным профилям АР-1 и АР-2 в Бэренцевом и Кэрском морях // Рэзведкэ и охрана недр. 2001. № 10.

11. Вержбицкий Е.В. Геотермический режим строения литосферы и температурные условия генерации УВ Печорского моря. // Доклады РАН. 2000. Т.371-№4. с.496-498.

12. Грамберг И.С. Баренцевоморский пермско-триасовый палеорифт и его значение для проблемы нефтегазоносности Баренцево-Карской плиты. // Доклады РАН. 1997. Т.352-№6. с.789-791.

13. Грамберг И.С., О.И.Супруненко. Нефтегазоносность арктического суббасейна // Разведка и охрана недр. 2000. № 12.

14. Грамберг И.С., Супруненко О.И., Шипелькевич Ю.В. Структурные седловины (мегаседловины) Баренцевоморского шельфа как высокоперспекгивные объекты поисков месторождений нефти и газа //Доклады РАН. 2000. Т.374-№5. с.654-656.

15. Григорьева В.А., Еремин Н.А., Сурина В.В., Назаров Л.Н. Особенности геологического строения и разработки месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях шельфа Печорского моря // Геология нефти и газа, 2000. №3. с.11-16.

16. Гуревич. Г.С. Нефтегеологические особенности и перспективы поисков нефти и газа на севере Тимано-Печорской провинции: Автореферат дис. . к.г.-м.н. ВНИГРИ. С.Петербург, 2001.

17. Григоренко Ю.Н. Нефтегазоносность Печорского моря И Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море: сборник докладов. С-Пб, 1994.C. 42-47.

18. Громека В.И., Буровой А.И., Куренков Н.Т., Меннер В.Вл. Закономерности размещения и перспективы поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. 1994. №6. с.28-32.

19. Громека В.И., Меннер В.Вл., Шувалова Г.А., Буровой A.M. К оценке перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса на шельфе Печорского моря: Научно-практическая конф. М. ВНИГРИ. 2001. с.96-98.

20. Громека В.И., Меннер В.Вл., Шувалова Г.А., Буровой A.M. К оценке перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса на шельфе Печорского моря II Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений, 2001. №11, с. 13-19.

21. Данилевский С.А., Скляров З.П., Трифачев Ю.М. Геофлюидальные системы Тимано-Печорской провинции. Ухта. 2003. 298с.

22. Дараган-Сущова Л.А., Павленкин А.Д. Строение земной коры Южно-Баренцевской впадины //Доклады РАН. 1995. Т.343 №2. с.217-219

23. Жемчугова В.А. Верхний палеозой Печорского нефтегазоносного бассейна. Сыктывкар 1998.160 с.

24. Жемчугова В.А. Карбонатные комплексы палеозоя Печорского нефтегазоносного бассейна (строение, условия формирования, прогноз природных резервуаров): дисс. геол.-мин.-наук, Ухта 2000.

25. Каленич А.П., Орго ВВ., Семенов Ю.П. Полезные ископаемые архипилага Новая Земля // Разведка и охрана недр, 2002. № 9.

26. Клещев К.А., Шеин B.C. Плитотектонические модели нефтегазоносных бассейнов России // Геология нефти и газа, 2004. №1. с. 23-40.

27. Коган Л.И., Маловицкий Я.П. Глубинное строение Восточно-Баренцевской мегавпадины по данным широкоугольного глубинного сейсмического профилирования // Разведка и охрана недр. 2002. № 8.

28. Коротаев М.В., Никишин A.M. История геологического развития Восточно-Баренцевоморского региона в Палеозое Мезозое по данным компьютерного моделирования // Доклады РАН. 1998. Т.359-№5, с.654-658

29. Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Качественный прогноз флюидов в месторождениях Печорского моря // Геология нефти и газа, 2001. №3, с. 28-35.

30. Корюкина Н.Г. Формирование зон нефтегазонакопления Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорского бассейна // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений, 2002. №4, с. 16-25.

31. Куранова Л.В., Плехоткина Л.А., Косенкова Н.Н. Условия формирования залежей на Песчанозерском газоконденсатонефтяном месторождении // Разведка и охрана недр, 1997.

32. Леонов Ю.Г. Континентальный рифтогенез: современные представления, проблемы и решения // Геотектоника, 2001, № 2, с. 3-16.

33. Летавин А.И., Куренков Н.Т. Региональная геология и нефтегазоносность акватории Печорского моря Н Разведка и охрана недр. №56. 1999. М. Недра, с.22-27. I

34. Лукинов В.И. О происхождении срединных выступов фундамента в авлакогенах II Геотектоника, 1974, № 6, с. 49-62.

35. Малышев Н.А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов Европейского севера России: УрО РАН, Екатеринбург, 2002. 270 с.

36. Матвеев Ю.И., Верба М.Л. Основные итоги десятилетних региональных комплексных геофизических исследований на Баренцево-Карском шельфе. Разведка и охрана недр, № 1, с. 3-9

37. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. М. Наука 1989. с. 133.

38. Меннер В.Вл., Шувалова Г.А., Буровой A.M. Литолого-фациальные критерии нефтегазоносности доманиково-турнейского НГК в северных районах ненецкого автономного округа и на юге Печорского моря. Сырьевая база России в XXI веке. Архангельск 2001. с.110-112.

39. Мурзин P.P. Южно-Баренцевская впадина геологическое строение по результатам геофизических исследований // Разведка и охрана недр. 1999. № 7-8.

40. Непрочное Ю.П., Семенов Г.А. Районирование впадины Баренцева моря по типу земной коры //Доклады РАН. 1998. Т.360-№3, с.373-377

41. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы // Коми РО РАЕН, Ухта, 1999 г. 1061 с.

42. Обметко В.В. Изменчивость палеозойских литолого-страти графических комплексов переходной зоны Печоро-Колвинского авлакогена и Малоземельско-Колгуевской моноклинали // Сборник: Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. Москва ИГиРГИ 2002.

43. Обметко В. В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности экваториальной части Печоро-Колвинского авлакогена // Нефтегазовая геология и освоение ресурсов и запасов углеводородов. Москва, ИГиРГИ, 2004.

44. Обметко В.В. Перспективы поисков залежей нефти и газа в зонах выклинивания палеозойских отложений Печорского моря // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ, 2004.

45. Обметко В.В. Перспективы нефтегазоносности додоманиковых отложений Печорского моря: Тезисы доклада Международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа 2004". Мурманск, 2004.

46. Обметко В.В. Перспективы нефтегазоносности среднеордовикско-нижнефранских отложений Печорского моря: Тезисы доклада международной научно-технической конференции «Нефть, газ Арктики». РГУНГ, М., 2006. с.115, 116.

47. Окнова Н.С. Геология и газоносность острова Колгуев // Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции. ВНИГРИ Л. с.79-83

48. Окнова Н.С. Перспектива нефтегазоносности верхнепермско-мезозойских отложений Печоро-Баренцевоморского бассейна // Геология нефти и газа. 1992. №11. с.9-11.

49. Оловянишников В.Г., Бушуев А.С., Досханьянс Э.П. Строение зоны сочленения Русской и Печорской плит по геолого-геофизическим данным // Доклады академии наук, 1996, т.351, №1, с.88-92.

50. Оловянишников В.Г. Условия формирования верхнедокембрийского комплекса северо-востока европейской платформы, 2001, ИГ Коми НЦ УРО РАН, Сыктывкар.

51. Семенович В.В., Назарук В.В. О нефтегазоносности юго-востока шельфа Баренцева моря // Геология нефти и газа, 1992, 6 т, с.3-9

52. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов. Фортунатова и др. ВНИГНИ 2000г. с.241.

53. Скоробогатько А.Н., Никишин А.В., Обмётко В.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Южной части Печорского моря: Тезисы доклада международной научно-технической конференции «Нефть, газ Арктики». Москва, РГУ нефти и газа, 2006.

54. Ступакова А.В. Развитие осадочных бассейнов древней континентальной окраины и их нефтегазоносность (на примере Баренцевоморского шельфа) // Геология нефти и газа, 2000. №4, с. 51-57.

55. Савченко В.И. Горшков А.С., Казанцев Р.А, Цехмейстрюк А.К, Возможные перспективы нефтегазоносности мелководных зон Печорского моря: Тезисы докладов, Мурманск.

56. Тимано-Печорский бассейн. Атлэс литолого-палеогеографических карт. Ред. Никонов Н.И. ТПНИЦ Ухта, 2000.

57. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. М.Д. Белонин, О.М. Прищепа, Е.Л. Теплов и др. С.-Петербург, Недра, 2004. 396 с.

58. Шипилов Э.В., Тарэсов Г.А. Региональная геология нефтегазоносных осадочных бассейнов Западно-Арктического шельфа России. Апатиты, 1998.

59. Шипилов Э.В., Юнов А.Ю. О генезисе антиклинэльных структур месторождений углеводородов восточной части Баренцева моря // Доклады РАН. 1995. Т.342 №1, с.87-88.

60. Шипилов Э.В., Боголепов А.К. Распределение нефтегазоносности и пористости в продуктивных отложениях Южно-Баренцевского бассейна // Доклады РАН. 1997. Т.355-№2, с.238-240

61. Brink.M. Improving Marine Acquisition Efficiency: lntern3tion3l Conference on Oil & Gas of Arctic Shelf Abstracts. Murmansk, 2006.

62. Matveev Yul, Rosiov Yu.V., Ivanov G.i., Verba M.L, ivanova N.M. (Sevmorgeo State Enterprise, Russia), E. Birkeiand, E. Fugeiii, A. Guryanov, E.Hansen, Jan-Erik Kittiisen, S. Matthews, P. M liner, N. Piggott, Ch. Stover (BP Exploration, UK)

63. Tectonostratigraphic Evolution of the Russian Barents and South Kara Sea Basins: International Conference on Oil & Gas of Arctic Shelf Abstracts. Murmansk, 2006.

64. Алехин С.В., Вишняков А.Э. «Отчет о результатах сейсмических и электроразведочных работ в мелководной части Печорской и Коровинской губ». «Севморгео». Мурманск, 1976.

65. Березовский В.З., Третьяков В.Л. и др. «Отчет о результатах поисковых и опытных геофизических работ на нефть и газ на Усть-Печорском участке Ненецкого АО и Архангельской области за 1980-1983г.г.»

66. Винниковская О.С. Отчет о сейсморазведочных работах на Восточно-Колгуевской площади. 1983-1986 гг. Отчет Севморгео, Печорагеофизика, Мурманск, 1986.

67. Громека В.И., Оруджева Д.С., Буровой A.M. Направления ГРР и перспективы поисков и освоения новых зон нефтегазонакопления в пределах континентальной и морской частей Денисовской впадины (отчет). 1999.

68. Грунис Е.Б., Лебедев Л.И. и др. Отчет «Изучение и увязка геолого-геофизического материала в переходной зоне между сушей и морем в районе острова Колгуев». М., ИГиРГИ, 2001.

69. Иванцова Ю.Ф. Отчет о региональных сейсморазведочных исследованиях в северной части Тимано-Печорской провинции. 1989-1992 гг С.Петербург 1992.

70. Иванцова Ю.Ф., Болгурцев Н.Н. Отчет о региональных сейсморазведочных исследованиях в северной части Тимано-Печорской провинции. 1991-1993 гг С.Петербург 1993.

71. Иванцова Ю.Ф. Ростовцев В.Н. Отчет о региональных сейсморазведочных исследованиях в северной части Тимано-Печорской провинции. 1992-1994 гг С.Петербург 1994.

72. Иванцова Ю.Ф. Отчет о региональных сейсморазведочных исследованиях в северной части Тимано-Печорской провинции. 1996-1997 гг С.Петербург 1997.

73. Иванцова Ю.Ф. Отчет о региональных сейсморазведочных исследованиях в северной части Тимано-Печорской провинции. 1998-1999 гг С.Петербург 1999.

74. Дохсаньянц Э.П., Замилова И.П., Янсюкевич О.А. Отчет о детальных сейсморазведочных работах МОП" на о. Колгуев. Отчет Печорагеофизика. УСЭ. Ухта, 1984.

75. Касымова Т.С., Блюм Э.А. и др. «Отчет аэрогеофизической партии № 3 о результатах аэромагнитной съемки масштаба 1 : 50 ООО на Ходоварихинском объекте в 1986 -1988 г.г.»

76. Кудрявцев А.Б., Кивелюк Р.Я. и др. «Отчет о результатах опытно-производственных работ по оценке нефтегазоносности Нарьян-Марской площади Ненецкого АО за 1983-1986 г.г.»

77. Куликов Г.Н., Блюм Э.А. и др. «Отчет о результатах аэромагнитной съемки масштаба 1 : 50 ООО на Колгуевской площади (о.Колгуев, Печорский пролив) в 1984 85 г.г.».

78. Матвеева М.П., Геращенко Н.Н., Драбкин М.Н. «Отчет о профильных комплексных работах на Печорском шельфе в 1975-1976 г.г.». «Севморгео». Мурманск, 1976.

79. Нечаева В.Н., Костычов Н.А. и др. «Отчет о работах Колгуевской № 554/75 геофизической гравиразведочной партии в Ненецком АО Архангельской области»

80. Попова Л.А., Отчет о сейсморазведочных работах MOB ОГТ на Поморо-Колоколоморском участке Печорского моря (объект 05/83). Скобельская С.К., Игнатович В.Ф. и др. Отчет Союзморгео МГГНГЭ, Мурманск, 1984.

81. Черников С.Ф., Грабская В.Е., Наумова Г.И. и др. «Опытно-производственные мелководные сейсморазведочные работы MOB ОГТ в Печорской губе и на приколгуевском шельфе». Объект 08/88. «Севморнефтегеофизика». Мурманск, 1989.

82. Чернова О.В., Иванова В.В., Тихомирова Л.А. и др. «Поисково-детальные сейсморазведочные работы MOB ОГТ на мелководье Печорского моря. Объект 08/89». «Севморнефтегеофизика». Мурманск, 1992.

83. Яралов Б.А, Чернов В.В, Построение сводных структурных карт и анализ фонда локальных структур северной части Тимано-Печорской првинции, 1987-1990.