Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Прогноз нефтегазоносности сложнопостроенных и малоразмерных ловушек и залежей нефти в южной части Колвинского мегавала и на прилегающих структурах

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Савирко, Игорь Владимирович

Актуальность темы. Колвинский мегавал и прилегающие структуры западного борта Хорейверской впадины являются одной из наиболее изученных геофизическими методами и бурением земель Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТГГГТ). Эта территория обладает наибольшей в провинции плотностью запасов и ресурсов углеводородного сырья (УВС). Здесь открыты четыре крупных нефтяных месторождения (Усинское, Возейское и Харьягинское вместе с прилегающим с востока к Колвинскому мегавалу Верхневозейским), которые введены в разработку и обеспечивают более 70% всей добычи нефти в Тимано-Печорской провинции.

Базовые, Усинское и Возейское, месторождения разрабатываются уже более 25 лет и находятся на стадии падающей добычи, что делает необходимым восполнение промышленных запасов нефти за счёт открытия новых месторождений в районе нефтедобычи и ввод их в разработку.

Крупные и средние по запасам месторождения нефти, приуроченные к антиклинальным складкам, на рассматриваемой территории уже открыты, разведаны и переданы в разработку.

Прогнозируемые объекты представляют собою небольшие по площади (10 - 30 км2 ), сложнопостроенные ловушки (в зонах разломов, литологически и тектонически экранированные). Именно с ними связано дальнейшее наращивание промышленных запасов нефти, что подтверждает практика геологоразведочных работ последних дет.

Они расположены в районе с развитой инфраструктурой, вблизи от разрабатываемых месторождений, характеризуются высокими дебитами скважин и являются рентабельными для освоения.

Их поиск и разведка требуют новых (нетрадиционных) методических и технологических решений, которые вырабатываются и апробируются на практике, в том числе и под - оводством и при непосредственном участии автора этой . сертации на территории юга Колвинского мегавала и прилегающих к нему структур.

Цель работы. Создание системы прогнозирования нефтегазоносности сложнопостроенных и малоразмерных ловушек и залежей нефти для южной части Колвинского мегавала и прилегающих к нему структур Хорейверской впадины.

Основные задачи.

1. Выделение зон нефтегазонакоштения в южной части Колвинского мегавала и прилегающей западной части Хорейверской впадины и типизация входящих в их состав ловушек и залежей нефти.

2. Уточнение ресурсов и запасов углеводородов (УВ) на выявленных и подготовленных структурах и месторождениях района исследований.

3. Определение приоритетных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ на конкретных объектах района исследований.

Научная новизна.

1. Предложен рациональный комплекс геолого-геофйзических исследований (тектонический, литолого-фаци&чьный ан&тиз, оценка ресурсной базы конкретных объектов), применение которого позволило уточнить и выделить зоны нефтегазонакопления и дать прогноз первоочередных перспективных объектов.

2. Определены основные 4 критерия для выбора перспективных объектов и определена с учетом средневзвешенных значений последовательность их освоения.

Практическая значимость.

Выполненный тектонический, литолого-фациальный анатиз. уточнение ресурсной базы с учетом её геолого-экономической оценки, обоснование и применение критериев для выбора перспективных объектов позволили составить и научно обосновать программу ГРР на территории деятельности ОАО "Усинскгеонефть".

Основные защищаемые положения.

1. Наиболее предпочтительны как объекты освоения в южной части Колвинского мегавала антиклинальные поднятия с элементами тектонического экранирования, которые приурочены к сводовым частям осложняющих мегавал валов (III эшелон структур), расположенные в , наиболее благоприятных для аккумуляции УВ структурных условиях,, в непосредственной близости от глубинного Восточно-Колвинского разлома.

2. В западной части Хорейверской впадины (зона сочленения Печоро-Колвинского авлакогена и Большеземельского палеосвода) первоочередными объектами освоения являются блоковые структуры ордовикско-силурийского карбонатного комплекса, где нефтеносные резервуары приурочены главным образом к органогенным постройкам типа биостромов веякской свиты нижнего силура. 3. Выбор первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ необходимо производить в зонах нефтегазонакопления на основе комплексного анализа структурного плана, оценки перспективных ресурсов и возможного эффекта от освоения.

Апробация работы.

Основные положения диссертации обсуждались на научных семинарах в Тимано-Печорском научно-исследовательском центре, в ОАО «Усинскгеонефть», на конференциях во ВНИГРИ и на учёных советах СЗ НИИ КиПН.

Фактический материал.

Диссертация построена на результатах многолетних исследований автора, проводимых по программам деятельности ОАО «Усинскгеонефть». Собраны и обобщены геолого-геофизические материаты по территории деятельности ОАО «Усинскгеонефть» и прилегающим районам. Использованы фактографические данные по сейсморазведке, поисково-разведочному бурению, научным исследованиям и ан&адтическим работам, проводимым в разное время ПО "Печорагеофизика", ОАО "Усинскгеонефть", ГГП "Ухтанефтегазгеология", ТПО ВНИГРИ, ПечорНИПИнефть, ВНИГРИ и др.

Структура работы.

Работа состоит из введения, 5 глав и заключения. Она выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, академика РАЕН В.Н. Макаревича, которому автор выражает свою благодарность за постоянную помощь, внимание и поддержку. Автор также благодарен всем сотрудникам ВНИГРИ и ОАО «Усинскгеонефть», которые своей конструктивной критикой и советами помогали ему в работе.

Основные положения диссертации изложены в трёх статьях и многочисленных отчётах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

1. Особенности литолого-стратиграфического разреза.

В осадочном чехле региона выделяются два крупных комплекса: авлакогенный (или промежуточный), представленный образованиями рифейского возраста, и платформенный, сложенный отложениями палеозоя, мезозоя и антропогена.

Рифейскш'1 комплекс.

Рифейские отложения представлены слабо метаморфизованными кварц-карбонат-хлорсерицитовыми сланцами и различными глинисто-слюдистыми и углеродистыми сланцами с прослоями кварцитов. По данным ГСЗ могут быть распространены метаморфизованные карбонатные породы.

Мощность комплекса оценивается в южной части Печоро-Колвинского авлакогена в 6-8 км, на Большеземельском своде в 2-4 км.

Платформенный комплекс.

Ордовикская система - О

В базальной части платформенного чехла вскрыты темно-бурые песчаники, алевролиты и аргиллиты, которые условно датируются как нижнеордовикские. Мощность их первые десятки метров.

Средний ордовик в пределах южной части Колвинского мегавала представлен карбонатными породами: известняками, мергелями и вторичными доломитами с прослоями песчаников в нижней части разреза. Мощность их до 600 м.

В пределах Большеземельского свода средний ордовик, в объеме карадокского яруса, представлен маломакарихинской свитой, сложенной преимущественно вторичными доломитами. Мощность свиты до 180 м.

Верхний ордовик в южной части Колвинского мегавала представлен доломитами, преобладающими в разрезе, и известняками с прослоями мергелей.

На Большеземельском своде также преобладают доломиты, вторичные и седиментационные. В средней части разреза отмечаются линзы и прослои ангидритов с тонкими пропластками карбонатных глин. Мощность верхнего ордовика колеблется в пределах от 300 до 600 м. щурийская система - S

Отложения силура представлены в объеме нижнего отдела (лландоверийский и венлокский ярусы) Они согласно залегают на ордовикских.

Нижний отдел - Si Лландоверийский ярус - Si 1 стратиграфически подразделяется на два горизонта - джагалъский и филиппъельский, которым в Тимано-Печорской провинции соответствуют макарихинская и салюкинская свиты.

Макарихинская свита - Sitnkr сложена в основном вторичными доломитами. Полная мощность составляет 228 м.

Салюкинская свита - Si si представлена вторичными доломитами. Мощность достигает 160 м.

Венлокский ярус - Sjv

Представлен в объеме веякской свиты. Стратиграфический объем на рассматриваемой территории значительно сокращён вследствие глубокого размыва, который претерпели отложения на территории Тимано-Печорской провинции в целом и Хорейверской впадины в частности.

В районе Восточно-Возейского, Западно-Хатаяхского и Бадьюского и др. месторождений под региональную покрышку выходят породы веякской свиты - вторичные доломиты нижнего силура, которые являются основным продуктивным горизонтом.

Мощность отложений веякской свиты 70-100 м.

Девонская система - D

Девонские отложения представлены нижним, средним и верхним отделами. Региональные перерывы в осадконакоплении, а также внутриформационные перерывы, обусловили различный диапазон стратиграфической полноты разрезов и их мощностей вплоть до полного отсутствия некоторых подразделений девона на отдельных участках Печоро-Колвинского авлакогена и полного отсутствия нижне- и среднедевонских отложений в южной части Большеземельского свода.

Нижнедевонские отложения Колвинского мегавала в объеме лохковского яруса в нижней части разреза представлены сероцветными аргиллитоподобными глинами и мергелями с прослоями известняков и доломитов (хатаяхинская свита). Верхняя часть (торавейская свита) сложена седимеятационными доломитами и ангидритами с подчиненными прослоями известняков и глин.

Мощность нижнедевонских отложений колеблется в широких пределах - от первых десятков метров до 1 ООО и более м.

Отложения среднего девона с продолжительным стратиграфическим перерывом залегают на разновозрастных, от рифея до нижнего девона, подстилающих образованиях. В их составе выделяются эйфельский и живетский ярусы. Эйфельские отложения представлены разнозернистыми песчаниками с прослоями конгломератов, выше которых залегают темноокрашенные глины. Мощность яруса достигает 200-250 м.

Отложения живетского яруса (старооскольский горизонт), представлены ритмичным чередованием серых песчаников с прослоями гравелитов и конгломератов, глинистых алевролитов и глин. Мощность яруса колеблется в пределах от 100 до 300 м.

В отложениях верхнего девона, распространенных в пределах всей изучаемой территории, выделяются франский и фаменский ярусы, подразделяемые на подьярусы.

В основании нижнефранского подъяруса залегают распространенные лишь на отдельных участках Колвинского мегавала, терригенные отложения иранского и джъерского горизонтов мощностью до 200-300 м.

Тиманский горизонт нижнефранского подъяруса, распространенный на всей исследуемой территории, представлен глинами с прослоями глинистых известняков и мергелей, количество которых увеличивается вверх по разрезу. Мощность горизонта 60-80 м.

Среднефранский подъярус представлен почти исключительно карбонатными породами. В нижней части (саргаевский горизонт) это известняки с прослоями мергелей и доломитов мощностью до 150 м. Вышележащий доманиковый горизонт, выраженный в доманиковых фациях, сложен темноокрашенными битуминозными известняками и доломитами с подчиненными прослоями мергелей и глин. Мощность горизонта 40-70 м.

Верхнефранский подъярус сложен глинистыми скрыто кристаллическими известняками и мергелями с подчиненными прослоями карбонатных глин. На отдельных участках развиты органогенные постройки (биогермы). Мощность верхнефранского подъяруса колеблется от 560 до 860 м.

Фаменский ярус представлен монотонной толщей скрыто - и мелкокристаллических пятнисто-доломитизированных глинистых известняков, местами органогенных известняков. Мощность яруса в зависимости от предкаменноугольного размыва составляет от 235 до 790 м.

Каменноугольная система - С

Каменноугольные отложения, представленные почти исключительно карбонатными породами, залегают на верхнедевонских со стратиграфическим перерывом различной продолжительности.

Нижний карбон представлен образованиями визейского и серпуховского ярусов.

Образования визейского яруса, представленные органогенно-обломочными известняками окского горизонта, мощностью от 90 до 190 м, со значительным стратиграфическим несогласием залегают на верхнефаменски х.

Серпуховским ярус нижнего карбона сложен мелкозернистыми известняками, местами доломитизированными и огипсованными. В нижней части разреза развита долом ито-ангидритовая толща, слагающая до 20 % мощности разреза. Мощность яруса 200-250 м.

Отложения среднего карбона в объеме башкирского и московского ярусов представлены известняками с конкреционными линзами и прослоями кремней, иногда с включениями гипса. Мощность не превышает 200 м.

Верхнекаменноугольные отложения сложены слоистыми и органогенными известняками, в различной степени доломитизированными. Мощность их около 100 м.

Пермская система Р

Пермские отложения представлены образованиями нижнего и верхнего отделов.

Ассельский, сакмарский и артинский ярусы нижнего отдела сложены органогенно-обломочными известняками, среди которых преобладают фузулиновые разности. Широким развитием пользуются органогенные постройки различной морфологии и генезиса. Мощность до 130 м.

Кунгурский ярус нижнего отдела сложен терригенными образованиями: темноокрашенными песчаниками и глинами, находящимися в различных количественных соотношениях. Мощность колеблется от 40 до 100 м.

Отложения верхнего отдела представлены исключительно терригенными породами. Мощность 500-700 м.

Триасовая система - Т

Триасовая система в объеме трех отделов сложена пестрым чередованием песчано-глинистых отложений, среди которых, по палинологическим данным, выделен ряд местных свит, по литологофациальному составу мало отличающихся друг от друга. Мощность достигает 1000 м.

Юрская система ./

Юрские отложения, залегающие. со. стратиграфическим несогласием на триасовых, представлены отложениями среднего и верхнего отделов.

В составе среднеюрских отложений преобладают пески с подчиненными прослоями глин. Мощность - 100-130 м.

Верхнеюрские отложения сложены песками, алевролитами и глинами. Мощность - 140-190 м.

Меловая система К

Отложения меловой системы связаны постепенным переходом с нижележащими верхнеюрскими. Представлены разнозернистыми песчаниками, которые местами содержат известково-фосфатовые конкреции. Мощность - 90-100 м.

2, Тектоническое строение.

Территория исследования (рис. 1) находится в зоне сочленения Печоро-Колвинского мобильного блока с юго-запада и северо-востока ограниченного, соответственно, Припечорской и Колвинской системами разломов и более приподнятого и стабильного Хорейверского блока фундамента. В Колвинской системе разломов с амплитудой до 3 км прослеживается основной Восточно-Колвинский разлом прерывисто-непрерывного типа развития. Для Восточно-Колвинского разлома, как и для разломов данного типа развития, характерно создание оперяющих разломов северо-западного простирания, разбивших современный Колвинский мегавал на грабенообразные опускания (Харьягинская депрессия и Усинская брахисинклиналь) и выдвинутый между ними Возейский горст. С разломами данного типа в платформенном чехле связаны крупные линейные валы и мегавалы. В современном структурном плане Печоро-Колвинскому блоку фундамента соответствует одноименный авлакоген, имеющий асимметричное строение с понижением на северо-восток. Вдоль его юго-западной и северовосточной границ простираются крупные инверсионные валы, развивающиеся над зонами Припечорского и Восточно-Колвинского глубинных разломов. Между Печоро-Кожвинским и Колвинским мегавалами находится Денисовский прогиб со сложнопостроенным и отчасти инверсионным Шапкино-Юрьяхинским и относительно i Верхневозейское Яромусюршорское

1 - ' v"'i Возейшорское Веякошорское ^,

Зап.-Рогозинское

Зап.-Веякское

Возейское \ Бадьюское

Вост.-Рогозинское

С? -w И

1ост.-Веякское Вост.-Возейское

Ф Зап.-Хатая^кое РК jgf Ю.-Ве*

Ы % / jU сев.-Баганское

Условные обозначения:

1 - границы крупных тектонических элементов

2 - месторождения

3 - объекты, выведенные из глубокого бурения

4 - перспективные объекты б - нефтепроводы 6 - железная дорога

1 в 2 т- 3 CD 4 —н— 5 - '

Рис. 1 Обзорная схема района исследований И устойчиво развивающимся Лайским валом.

Колвинский мегавал является типично инверсионной (или навешенной, новообразованной) структурой, представляющей собой крупную зону поднятий, расположенную над краевым, глубоко погруженным Колвинским грабеном Печоро-ЬСолвйнского авлакогена. '

По образованиям рифейского комплекса мегавалу соответствует Колвинский грабен, контролируемый глубинными разломами дорифейского заложения: Западно-Колвинским и Восточно-Колвшйжим. Грабен имеет сложное строение: поперечными разломами преимущественно северо-восточного направления он разделен на ряд разнопогруженных блоков, отчетливо дифференцированных по глубинам: от 4 км в наиболее приподнятых блоках до 9 км в опущенных. Амплитуда грабена относительно стабильного Большеземельского свода колеблется от 2 до 4 км.

Мегавал протягивается в субмеридиональном, север-северозападном направлении на расстояние до 300 км в материковой части при ширине от 20 до 30-35 км. Амплитуда его по различным горизонтам верхнего палеозоя около 1000 м в южной части и до 500600 м в северной. Мегавал характеризуется асимметричным строением: углы падения его восточного крыла, осложне'нногодизъюнктивными нарушениями, порядка 10°, западного - 2-4°.

В состав Колвинского мегавала входит ряд кулисообразно сочленяющихся валов. В исследуемую территорию входят Усинский и Возейский валы с левосторонним захождением кулис.

Усинский вал по различным горизонтам платформенного чехла представляет собой асимметричную антиклиналь размерами 46-56 х 12-15 км с наибольшей амплитудой .850 м по кровле отложений нижней перми. Возейский вал, в отличие от Усинского, приурочен к выступу рифейских образований, хотя его северная и южная периклинали нависают над погруженными блоками рифея. Наиболее приподнятая часть выступа фиксируется на глубинах 4.4 км. Отложения платформенного чехла*, облекая этот выступ, образуют поднятие. Крупными разломами вал расчленен на кулисообразно расположенные Костюкскую и Возейскую структуры, отвечающие разновысоким блокам рифейских образований.

По более высоким горизонтам платформенного чехла, начиная с доманиковмх отложений, Возейский вал представляет собой единую структуру, осложненную Костюкским и Возейским поднятиями с линейными размерами 60-64 х 16-18 км. Амплитуда уменьшается вверх по разрезу от 450 м по подошве доманикового горизонта до

300 м по поверхности нижнепермских отложений. По отложениям перекрывающих среднеюрских отложений амплитуда вала составляет всего 50 м.

Большеземельский свод находится к востоку от Колвинского мегавала. В исследуемую территорию он заходит своей южной частью, заключенной между системой глубинного Восточно-Колвинского разлома на западе и зоной надвигов поднятия Чернышева на востоке.

Здесь по различным горизонтам платформенного чехла рисуется Сынянырдский прогиб, дугообразно огибающий южную периклиналь Большеземельского свода. Прогиб, оконтуриваемый изогипсами -3500 м по подошве доманиковых отложений и -3600 м по поверхности силурийских, представляет собой асимметричную структуру с максимальным погружением подошвы доманиковых отложений до отметок -3800 м и до -4000 м по поверхности силурийских в районе Восточно-Усинской котловины. К юго-востоку от нее четко фиксируются поднятия Мастерьельского вала амплитудой порядка 100 м. Простирание вала подчинено простиранию структур сопряженного с ним Усинского вала. На юго-востоке прогиб сливается с узкой и глубокой, до отметок -4500 м по подошве доманика, депрессией, являющейся структурным заливом Большесынинской впадины.

НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ТЕРРИТОРИИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1 Общая оценка.

Рассматриваемый район большей своей частью находится на территории республики Коми и, в меньшей степени, в Ненецком автономном округе.

По состоянию на 01.01.99 г. в пределах района исследований открыто 21 нефтяное месторождение и одно газонефтяное (Возейское). Этаж доказанной нефтеносности - от нижнего силура до триаса. Диапазон глубин залегания продуктивных Сложений - от 1108 до 4100 м. Размер месторождений - от мельчайших (Западно-Рогозйнское) до гигантов (Возейское, Усинское, Харьягинское). Из месторождений,, поставленных на Госбаланс РФ, к классу с извлекаемыми запасами нефти менее 0,3 млн.т относится одно месторождение, 0,3-1 млн.т - 4, 1-3 млн.т - 4, 3-10 млн.т - 7, 10-30 млн.т - 0,30-100 млн.т -1 и 100-300 млн.т - 3 месторождения.

В разработке находятся 5 месторождений (Возейское, Усинское, Верхневозейское, Харьягинское и Восточно-Рогозинское), однако опытная эксплуатация ведется еще на 8 месторождениях. Степень выработанности запасов по этим месторождениям варьирует от 0,2% ,,до 67% (Усинское).

Свободный газ в количестве 1,3 млрд.мЗ в пределах исследуемого района выявлен лишь в Возейском газонефтяном месторождении. Наибольшие разведанные запасы приурочены к верхневизейско-нижнепермскому карбонатному и среднедевонско-нижнефранскому тсрригенному НГК. В последнем выявлено 7 месторождений с 25 залежами. Самые крупные скопления нефти - в D2-D3fl НГК установлены на Усинском, месторождении, Возейском, Харьягинском и Инзырейском, прилегающем к району исследований. В средневизейско-нижнепермском НГК установлены залежи на 5 месторождениях, из них крупные на Усинском и Возейском.

В верхнепермеком терригенном НГК выявлена 21 залежь нефти на 5 месторождениях, причем, половина из них (11) на Харьягинском месторождении.' В пределах прилегающей к Колвинскому мегавалу части Хорейверской впадины открыто 13 месторождений, причем по ; Щданих залежи установлены в узком стратиграфическом диапазоне

- . нижнесилурийских отложениях, в одном - продуктивны верхнедевонские рифогенные отложения (Вост.-Харьягинское) и еще в двух продуктивны нижнекаменноугольные карбонаты (Мастеръельское и Сев.-Мастеръельское). По величине запасов лишь одно относится к категории крупных (Верхневозейское), а остальные - мелкие и мельчайшие.

В пределах исследуемой территории резервный фонд структур насчитывает 51 локальный объект, из которых 28 подготовлено к бурению и 13 выявлено сейсморазведкой» -Суммарные локализованные ресурсы нефти района составляют 62.62 млн.т, из них категории СЗ - 17.8 млн.т, категории D1+2 - 44.79 млн.т.

Глубина залегания прогнозируемых залежей - от 1875 до 4380 м. Подавляющая часть этих залежей и локализованных ресурсов (более 90 %) приурочена к глубинам 3000-5000 м.

По данным произведенной оценки суммарные извлекаемые ресурсы нефти (кат. СЗ+Д) исследуемого района составляют 148,283 млн.т, из которых в Харьяга-Усинском НГР сосредоточено 114,441 млн.т и в Колвависовском НГР - 33,842 млн.т. Ресурсы распределены по 6 НГК, причем в трех из них - верхнеордовикско-нижнедевонском, семидукско-турнейском и верхнёвизейско-нижнепермском сосредоточено 72% всех прогнозных

- нелокализованных ресурсов нефти.

2. Физико-химическая характеристика нефтей.

На изучаемой территории Колвинского мегавала и прилегающей территории Хорейверской и Денисовской впадин распространены в основном нефтяные месторождения. Нефти на месторождениях очень разнообразны: от очень легких до тяжелых, от малопарафинистых до сильно парафинистых, от малосернистых до сернистых. Нефтяные месторождения приурочены по всем нефтегазоносным комплексам от нижнесилурийско-нижнедевонского карбонатного до верхнего терригенного нижнетриасового.

Крупнейшие многопластовые месторождения Харьягинское, Возейское и Усинское с широким диапазоном нефтегазоносности находятся на Колвинском мегавале.

Изучение состава и свойств нефтей исследуемой территории позволило провести обобщение физико-химических свойств нефтей в целях их прогноза для каждого нефтегазоносного комплекса.

Ордоьикско-нижнеОевонский комплекс.

Нефти в отложениях данного комплекса выявлены в южной части Колвинского мегавала в нижнедевонских отложениях на Возейском месторождении, в отложениях верхнего силура на Леккерском месторождении и в нижнесилурийских отложениях на месторождениях в западной части Хорейверской впадины.

Нефти в данном комплексе легкие и очень легкие (0,819-0,855 г/смЗ), малосернистые (0,14-0,68) в основном со средним содержанием парафинов (1,2-5,3%). Повышенное содержание парафина (более 6%) отмечено на Верхневозейском, Возейшорском и Яромусюршорском месторождениях. В данном комплексе отмечается недонасыщенность нефтей бензинами (14-22%) и несколько повышенное содержание смол. Газосодержание нефтей колеблется от 78 мЗ/т до 200 мЗ/т.

Состав нефтей на месторождениях западной части Хорейверской впадины аналогичен нефтям на Колвинском мегавале. Очевидно эта зона нефтегазонакопления образовалась за счет развития активных миграционных процессов из района Колвинского мегавала.

Среднедевонско-нижнефранский терригенный комплекс. Нефти, приуроченные к этому комплексу, распространены на всех месторождениях Колвинского мегавала от Харьягинского до Усйнского, а также на Лайском валу.

Среднедевонские залежи нефти на Командиршорском и Западно-Командиршорском месторождениях являются очень легкими (0,800,825 г/смЗ), сильно парафинистыми (10-17%) с газовым фактором

57-200 мЗ/т. Залежи нефтей на этих месторождениях предельно газонасыщены. . :,, . .,.,,

Нефти на Харьягинском и Ошском месторождениях характеризуются повышенным содержанием парафина - 10-25% ,и/: пониженным содержанием бензинов - до 18%. .:

Нефти на Возейском и Усинском месторождениях характеризуются плотностью (0,83-0,85. г/смЗ), более высоким содержанием бензинов (около 20%) и относительно пониженным содержанием парафина (5-6%), являются малосернистыми. Среднее содержание серы по месторождению ~ 0,3?/о. Изучение индивидуального состава бензиновой фрэкции нефтей данного комплекса на Харьягинском, Возейском и Усинском месторождениях приводят к выводу о катагенной преобразованнсти этих нефтей. Об этом свидетельствует высокое содержание метановых УВ, отношение нормальных апканов к изоалканам равное 1,34-2,53, высокие значения коэффициента метаморфизма (КмСб = 1-1,4), отношение суммы циклогексановых УВ к циклопентановым равное 1,54-1,92.

Верхнедевонско-турнейскгш карбонатный комплекс.

Залежи нефти, приуроченные к данному нефтегазоносному комплексу, встречены на всех месторождениях Колвинского мегавала - от Среднехарьягинского до Усинского, а также на Восточно-Харьягинском месторождении. В данном комплексе распространены преимущественно легкие (0,83-0,85 г/смЗ) парафинистые нефти, близкие по составу нефтям нижележащих комплексов, но с повышенным по отношению к нижележащему терригенному комплексу содержанием серы ~ 0,65%. На Харьягинском и Ошском месторождениях отмечается повышенное содержание парафинов в нефтях, достигающие 18%, а на Лекхарьягинском - 32%. Нефти на месторождениях Колвинского мегавала по -прежнему недонасыщены бензином (15-20%).

Каиенноуголъно-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс.

Залежи нефтей, приуроченные , к данному комплексу, распространены практически на всех месторождениях Колвинского мегавала, а также на Сев. -Мастеръельском и Мастеръельском месторождениях в Хорейверской впадине.

На всех месторождениях Колвинского мегавала, за исключением Усинского месторождения, продолжают сохраняться легкие (0.820.85 г/смЗ), парафинистые ( 2.9-5.1), низкоасфальтенистые, мало- и среднесернистые (среднее , 0,65) нефти. На Харьягинском месторождении унаследуется от нижележащего комплекса зона развития высокопарафинистых нефтей ( до 13%). На Усинском месторождении выделяется крупная зона нефтенакопления, совпадающая & плане с подстилающей залежью, но отличающаяся аккумуляцией гигантской залежи тяжелой нефти плотностью более 0.94-0.95 г/смЗ, высокосмолистой с большим содержанием асфальтенов и серы (2.0%). Залежь нефтей на Усинском месторождении претерпела интенсивное гипергенное воздействие.

Верхнепермский терригенный нефтегазоносный комплекс.

Залежи нефтей в отложениях комплекса обнаружены на четырех месторождениях. На юге Колвинского мегавала , на Усинском и Чедтыйском месторождениях, как и в нижележащем каменноугоиьно-пермском комплексе, обнаружены тяжелые нефти (0.92-0.94 г/смЗ), сернистые (до 1.6%) , высокосмолистые (>14%), асфальтенистые (более 3%) и среднепарафинистые нефти с относительно высоким содержанием бензинов (до 11%). Исследования индивидуального УВ состава нефтей подтверждают их генетическую близость и подверженность их гипергенезу. В средней части Колвинского мегавала на Костюкском и Харьягинском месторождениях продолжает сохраняться область распространения легких, малосернистых парафинистых и очень парафинистых нефтей (Харьяга). Залежи нефтей на этих месторождениях характеризуются пониженным содержанием бензина (18-24%), газосодержанием от 8 до 68 мЗ/т.

Триасовый терригенный нефтегазоносныi: комтекс.

Восемь залежей нефтей обнаружены в нижнетриасовых отложениях на Харьягинском месторождении. Состав нефтей аналогичен нижележащим. Здесь обнаружены также легкие, малоасфальтенистые, малосернистые, высокопарафинстые (9.7%) нефти.недонасыщенные бензином.

Рассматривая характер изменения состава нефтей вверх по разрезу на многопяасговых месторождениях (Харьяга, Возей, Уса), следует отметить тенденцию утяжеления нефтей, увеличение сернистости и . смолистоети, уменьшение парафинистости. Залежи нефтей на этих месторождениях во всех комплексах значительно недонасыщены : газом. Доля газовой составляющей увеличивается с глубиной.

В этом же направлении происходит уменьшение доли нормальных , структур среди алканов и увеличение циклопентановых УВ, что свидетельствует о процессах вертикальной миграции УВ.

Рассматривая характер изменения физико-химических свойств нефтей по площади, можно сделать вывод о фактическом распространений легких и очень легких, малосернистых нефтей на всех территориях, за исключением двух районов: Усинского вала, где в - каменноугольно-пермском и верхнепермском НТК распространены гипергенноизмененные тяжелые, сернистые и малопарафинистые нефти; Харьягинского и Лайско-Лодминского вала - где наблюдается высокое и аномально высокое содержание парафина как в нижних, так и в верхних нефтегазоносных комплексах.

ТИПИЗАЦИЯ ЛОВУШЕК И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ. 1. Принципы типизации.

Типизация является одним из наиболее распространённых и, пожалуй, до сегодняшнего дня одним из наиболее эффективных способов познания и анализа геологических объектов. Типизацию часто используют и как инструмент прогнозирования. Обзор различного рода типизации показывает, что все они, так или иначе, представляют собою разновидности классификаций. По существу, речь идёт о классификационном анализе. Современная наука обычно различает в нём две главные задачи:

1, Построение классов (или типов).

2. Распознавание объекта по классификационным признакам, т.е. отнесение нового объекта к тому или иному из построенных .классов.

Нетрудно увидеть, что вторая задача является прогностической. Использование компьютерной техники позволило создавать очень сложные многопараметрические классификационные структуры, часто формализованные и абстрактные. Однако, несмотря на кажущееся разнообразие, в основе большинства классификаций лежит морфогенетический принцип деления ловушек на антиклинальные (структурные), неантиклинальные (неструктурные литологические, стратиграфические) и комбинированные (структурно-литологические, литолого-стратиграфические, с дизъюнктивными осложнениями и т. д.). Залежи подразделяются на пластовые, массивные и неполнопластовые - в зависимости от строения коллектора.

Всевозможные комбинации основных типов ловушек и залежей, а также различная степень дробности при типизации^ разные формулировки по одним и тем же типам порождают; разнообразие классификаций, отличающихся, однако, часто больше по форме и терминологии, чем по содержанию. Как показывает практика, геологи в большинстве случаев используют традиционное разделение ловушек на структурные (антиклинальные), литологические, стратиграфические и комбинированные группы (типы), хотя авторы и присваивают им иногда другие названия.

В работе использованы классическая терминология и принципы выделения ловушек и залежей. Анализ произведен на базе многочисленных графических материалов (структурных карт, геологических разрезов и т.п.) по месторождениям района с привлечением опубликованной и фондовой литературы по данному вопросу. "

Под ловушкой нефти и газа в работе понимается некоторый объем (вместилище) горных пород, способных аккуумулировать и консервировать УВ. Залежь нефти и газа - единичное скопление УВ, заполняющее ловушку полностью или частично.

2. Основные типы ловушек и залежей нефти и их распределение по НГК.

В районе работ выделяются антиклинальные, неантиклинальные и комбинированные типы ловушек (рис. 2 ) и залежей.

Антиклинальные (сводовые) ловушки в зависимости от строения коллектору и заполнения его нефтью могут включать пластовые и массивные^ залежи. К сводовым пластовым залежам приурочена залежь нефти в песчаниках пласта P2-I1I Харьягинского месторождения, а также залежи в кунгурских (пласты P-I+P-II) и уфимских (пяаст P-III) песчаниках Возейского месторождения верхнепермеко-триасового НГК. К сводовым массивным отнесена одна из. самых крупных в Гимано-Печорском регионе пермокарбоновая залежь Усинского месторождения верхневизейско-нижнепермсжий НГК), а также карбонатные залежи Мастеръельского, Леккерского и Западно-Хатаяхского месторождений (семилукско-турнейский НТК) и Восточно-Возейюского, Восточно-Рогозинского, Яромусюршорского и др. месторождений (верхнеордовикско-нижнедевонский НГК).

Из неантиклинальных в районе выделяются литологические, стратиграфические, тектонически ограниченные (экранированные) залежи и некоторые другие. Чисто неантиклинальных ловушек и связанных с ними залежей немного. К литологическим можно отнести некоторые залежи Харьягинского месторождения (верхнепермско-триасовый и среднедевонско-нижнефранский терригенньге НТК), небольшие линзовидные (шнурковые) залежи в пластах P-IV - P-III Возейского месторождения и некоторые другие. Стратиграфически 1 ограничен ряд залежей Возейского месторождения (верхневизейско-нижнепермский карбонатный и 'среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК). Дизъюнктивно с двух сторон экранирована карбонатная пачка "А" пласта D3 (семилукско-турнейский НГК) Лекхарьягинского месторождения.

Рис. 2 Основные типы ловушек района (на примере открытых залежей УВ)

Наиболее представительную группу в районе исследований составляют комбинированные ловушки и связанные с ними залежи. В большинстве случаев это антиклинальные (пластовые или массивные) залежи, осложеннные различными ограничительными экранами (тектоническим, литологическими, стратиграфическими), а также их всевозможными сочетаниями. Так, к группе сводовых пластовых тектонически экранированных отнесены залежи Чедтыйского месторождения (верхнепермско-нижнетриасовый терригенный НТК), а также Северо-Мастеръельского (верхневизейско-нижнепермский карбонатный НТК), Харьягинского и Западно-Сынатыского (среднедевонско-нижнефранский терригенный НТК), Верхневозейского (верхнеордовикско-нижнедевонский НТК) месторождений. Сводовые массивные тектонически экранированные ловушки контролируют залежи Восточно-Возейского и Бадьюского месторождений (верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НТК).

Ещё более сложнопостроенными являются залежи в песчаниках верхней перми и триаса на Харьягинском месторождении, характеризующиеся многочисленными замещениями и нарушениями, невыдержанностью толщин, неоднородностью коллекторных свойств продуктивных пластов. ВНК здесь может носить наклонный характер. Залежи относятся к типу пластовых структурно-стратиграфических литологически экранированных.

Цитологически и тектонически ограниченные ловушки характерны для Восточно-Харьягинского месторождения (основная залежь) семилукско-турнейский НТК, Харьягинского и Возейского месторождений (среднедевонско-нижнефранский НТК) и других.

Т.о., несмотря на внешнюю кажущуюся простоту и контрастность морфологии основных тектонических элементов, ловушки УВ в районе работ отличаются значительным разнообразием и сложностью строения. Широкое развитие получают комбинированные ловушки, представляющие собой всевозможные осложнения (тектонические, литологические, стратиграфические и их сочетания) антиклинальных (сводовых) форм.

ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ И МАЛОРАЗМЕРНЫХ ЛОВУШЕК И ЗАЛЕЖЕЙ 1. Зоны нефтегазонакопления и прогноз новых перспективных объектов.

Общая оценка нефтегазового потенциала строится на основе нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции (ТПП), которое, в свою очередь, создавалось на базе тектонического районирования, разработанного ещё в 80-ых годах и не претерпевшего до сегодняшнего времени принципиальных изменений.

Принципиальным моментом нефтегазогеологического районирования является выделение зон нефтегазонакопления (ЗНГН). Понятийной базе ЗНГН, их типизации, изучению условий формирования посвящены работы А.А. Бакирова, И.В. Высоцкого, B.C. Лазарева, Б.А. Лебедева и др.

Под ЗНГН автор понимает систему (совокупность) ловушек, выделяемых в пределах изолированного в гидродинамическом отношении интервала разреза, характеризующихся едиными условиями формирования содержащихся в них залежей. Выделение таких ЗНГН позволяет на основании установленных залежей прогнозировать свойства предполагаемых объектов, более целенаправленно вести поиски, а также планировать и предварительно оценивать результаты возможного их освоения. Говоря коротко, в основе такого прогнозирования лежит классический приём геологии - принцип подобия.

Нефтегазогеологическое районирование Тимано-Печорской провинции заключается в выделении на ней отдельных областей (НТО), нефтегазоносных районов НГР), зон нефтегазонакопления (аккумуляции) и нефтегазообразования (генерации). В основе этой процедуры лежит тектоническая схема ТПП, а также литофациальные, геохимические, структурные и других критерии нефтегазоносности.

Согласно принятой схеме нефтегазогеологического районирования территория исследований приурочена, в основном, к Харьяга-Усинскому нефтегазоносному району (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазоносной области (НТО) и Колвависовскому НГР Хорейверской НТО. Крайняя западная часть района попадает в земли Лайско-Лодминского НГР Печоро-Колвинской НТО, на юге район примыкает к Большесынинскому НГР Северо-Предуральской НТО.

Общеизвестно, что масштаб нефтегазоносного объекта (в данном случае локальной положительной структуры) определяется богатством более крупной структуры, в пределах которой он расположен. Это Колвинский мегавал и Большеземельский свод, контролирующие нефтегазоносность Харьяга-Усинского и Колвависовского НГР соответственно. Общий фон нефтегазоносности указанных НГР очень высок: с ними связано от 16% (Колвависовский НГР) до 20% (Харьяга-Усинский НГР) начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти всей ТТП, а плотность ресурсов в их пределах превышает 100 тыс. т/км".

Высокий нефтяной потенциал Харьяга-Усинского ИГР и западной части Колвависовского НГР определяется, прежде всего, их специфическим положением в структуре земной коры, а именно - их приуроченностью к прибортовой; части < Печоро-Колвипскою авлакогена. Авлакогены и особенно их краевые части являются высокоперспективными объектами благодаря:

1 .Интенсивному погружению блоков основания но глубинным разломам и связанному с этим мощному осадконакоплению в благоприятном для генерации углеводородов (УВ) режиме.

2. Активным тектоническим движениям в процессе формирования авлакогенов, в том числе инверсионных, которые приводят к образованию многочисленных поднятий, могущих явиться ловушками У В.

3.Наличию крутых глубинных разломов, по которым осуществляется подъем тепла глубинных флюидов, а позже происходит миграция УВ.

Большое влияние на тектонический стиль изучаемого района оказывает система нарушений Восточно-Колвинского глубинного разлома, проходящая через его центратьную часть. Установлено, что в ТПП с положительными структурами II и III порядков, контролируемыми глубинными разломами, связано до 42% выявленных к настоящему времени промышленных залежей УВ, которые содержат до 40% разведанных в ТПП запасов. Эмпирически показано, что в Печоро-Колвинском авлакогене большая часть НСР УВ, до 60%, сосредоточена в объектах, находящихся в непосредственной близости, от 0 до 5-10 км, от зон глубинных разломов.

В Харьяга-Уеинском НГР наблюдается четкая закономерность: зоны промышленной нефтеносности (зоны нефтегазонакопления) контролируются положительными структурами II порядка (Усинский, Возейский, Харьягинский валы), приуроченными к зоне глубинного разлома. Масштаб нефтеносности во всех трех зонах нефтегазонакопления южной части Колвинского вала одинаков: все они контролируют крупные по извлекаемым запасам месторождения нефти. До недавнего времени считалось, что весь нефтегазовый потенциал реализовался именно в этих зонах. Однако, открытия последних лет: Северо-Мастерьельское, Западно-Сынатысское, Бадьюское, Верхневозейское, и др. месторождения нефти, : расположенные гипсометрически ниже - показали, что промышленная нефтегазоносность имеет место и в пределах более погруженных блоков Большеземельского свода и Колвинского мегавала, примыкающих к глубинному разлому. Все это объясняется следующими причинами:

1. Структурообразующей ролью разломов, обусловивших формирование крупных, объемных и высокоамплитудных поднятий, выступающих в качестве структурных ловушек.

2. Развитием неструктурных ловушек: тектонически-экранированных, ловушек, связанных, с зонами разуплотнения, выщелачивания и т.д.

3. Более благоприятными условиями подтока флюидов, поскольку проницаемость пород в приразломных зонах лучше. Кроме того, из-за высокой скорости роста приразломных, а особенно инверсионных структур в ловушках возникает относительно пониженное давление, способствующее стягиванию флюидов из прилегающих участков по ослабленным приразломным зонам.

В Харьяга-Усинском НГР промышленная нефтегазоносность выявлена практически по всему платформенному чехлу: от силура до нижнего триаса. На основании современной изученности района наблюдаются следующие закономерности в распространении нефтегазоносности по разрезу.

Г. Каменноугольно-нижнепермский карбонатный НГК обладает наибольшим нефтегазоносным потенциалом. Выявленные в Харьяга-Усинском НГР залежи, содержат почти половину разведанных запасов УВ, в основном нефти. По извлекаемым запасам в комплексе преобладают средние по масштабу нефтегазоносности залежи (месторождения): 10-30 млн.т.

2.Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК является следующим по значимости нефтегазоперспективным объектом. Он содержит около 25% разведанных запасов нефти НГР. Среди залежей, составляющих около трети из всех выявленных в НГР, преобладают мелкие по масштабу (менее 10 млн.т извлекаемых запасов).

3. Верхнедевонский НГК. Глинизация разреза и отсутствие выдержанной региональной покрышки снижают перспективы комплекса, однако и здесь имеется ряд крупных залежей в рифах.

4. Верхнедевонский терригенный НТК. В нем выявлено наибольшее количество залежей - более трети всех залежей НГР. Обилие залежей связано со специфически сложным внутренним строением комплекса, однако, все это мелкие залежи (менее 10 млн.т), контролирующие 10% разведанных запасов.

5. Силурийско-нижнедевонский карбонатный НГК. Учитывая характер внутреннего строения комплекса, в нем можно ожидать наличия не только мелких, но и средних по крупности залежей.

В Колвависовском НГР нефгегазопроявления известны по всему разрезу платформенного чехла, но промышленная нефтегазоносность связана лишь с тремя НГК, характеризующимися почти исключительно карбонатным составом. Это:

1. Ордовикско-нижнедевонский, обладающий наибольшим нефтегазовым потенциалом, хотя к отложениям комплекса приурочено лишь до 30% известных в Колвависовском НГР залежей, но именно в них сосредоточено более половины геологических запасов.

2. Верхнефранско-турнейский.

3. Каменноугольно-нижнепермский.

В распределении залежей по комплексам выявляется определенная закономерность. Наиболее крупные залежи нефти ордовикско-нижнедевонского НГК находятся на западном и восточном сютонах Большеземельского свода. Они приурочены к зоне его сочленения с мобильными крупными структурами ТПП - Печоро-Колвинсшм авлакогеном и Варандей-Адзьвинской структурной зоной.

Объектом наших исследований являются локальные структуры западного склона Большеземельского свода, где по ордовикско-нижнедевонскому НГК выделена вдоль Восточно-Колвинского регионального разлома Восточно-Возейская зона нефтегазонакопления, где открыты крупное Верхне-Возейское и мелкие Восточно-Возейское, Яромусюршорское, Возейшорское, Восточно-Рогозинское, Восточно-Возейское и другие нефтяные месторождения. Залежи в верхнефранско-турнейском НГК сосредоточены севернее и восточнее района исследования (на Центрально-Хорейверском и Баганско-Сандивейском поднятиях). Залежи в каменноугольно-нижнепермском НГК приурочены к приподнятой части Большеземельского свода, где ареал их распространения довольно узок.

Вышеприведенные данные говорят в пользу ордовикско-нижнесилурийского НГК как наиболее перспективного объекта для постановки поисково-разведочных работ в пределах исследуемого района.

Здесь необходимо рассмотреть некоторые характерные свойства отложений ордовикско-нижнесилурийского НТК, влияющие на нефтегазоносность.

1. Литологический состав НГК, к которому приурочена ловушка. Этот показатель говорит о емкостных свойствах самой ловушки и потенциальных возможностях контролирующего ее комплекса.

Отложения данного НГК представлены плотными доломитами, по преимуществу вторичными. Объем органогенных образований, с которыми связаны зоны улучшенных коллекторских свойств, колеблются в различных разрезах рассматриваемого района в широчайших пределах-от 5 до 70%. Однако, в среднем количество органогенных прослоев составляет около трети разреза.

2. Открытая пористость пород, слагающих ловушку. В ловушках, приуроченных к породам НГК, значения пористости колеблются в широких пределах, однако, в большинстве случаев составляя первые проценты: 6-8%(Н.В.Танинская, 1999).

Исследование силурийского комплекса Хорейверской впадины Тимано-Печорской провинции на основе комплексного анализа петрографических, биостратиграфических, литолого-фациальных и промыслово-геофизических данных позволило создать модель строения и эволюции силурийского палеобассейна и установить ведущую роль органогенных построек в формировании относительно высокоемких коллекторов и связанных с ними нефтегазоносных объектов.

3. Свойства покрышки - один из наиболее важных показателей, определяющий консервационные свойства объекта. Тиманско (кыновско) -саргаевская региональная покрышка в районе работ представлена известняками и мергелями с редкими прослоями глин, мощностью в первые десятки метров. В силу своего литологического состава она не всегда может рассматриваться как надежный экран. В таких случаях в ордовикско-нижнесилурийском НГК в роли локальных и зональных экранирующих толщ выступают плотные сульфатизированные доломиты. В нижнесилурийской части НГК в качестве экрана рассматривается толща известняков с прослоями хемогенных доломитов, практически не содержащая коллекторов.

Кроме вышеназванных зон нефтегазонакопления в районе можно выделить также Кейньюско-Быстринскую и Среднехатаяхско-Веякскую ЗНГН, сформированных цепочками локальных антиклинальных структур в Колвависовском НГР.

Выявление новых перспективных зон и локальных объектов в Харьяга-Усинском и Колвависовском НГР - весьма сложная задача. Эти НГР в пределах исследуемой территории являются одними из наиболее изученных геофизическими методами и глубоким бурением районов ТПП, где практически большинство потенциальных нефтегазоносных объектов уже выявлено. Оставшиеся объекты - это, как правило, небольшие, площадью до 15-20 км2, линейные складки, с которыми связаны малообъемные, до 2-3 кмЗ ловушки. Зачастую структуры приурочены к приразломным зонам что, во-первых, затрудняет их подготовку сейсмическими методами из-за потери отражений в этих зонах и, во-вторых, усложняет и удорожает проведение буровых работ.

Такие объекты при их оценке требуют нового подхода с поисками нетрадиционных методик.

Так, например, на основании анализа геохимического материала нами был сделан важный в практическом отношении вывод о существовании двух генетических типов нефтей в залежах Колвависовского НГР. Выявленные при этом закономерности позволили сделать выводы о нескольких путях миграции нефтяных флюидов и, исходя из этого, наметить наиболее перспективные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории НГР. Приоритетной явилась периферийная, западная часть Большеземельского свода в области сочленения его с Колвинским мегаваяом, где установлена Восточно-Возейская зона нефтегазонакопления с текгонически-экранированнымихтруктурно-стратиграфическими и структурными залежами.

В эту зону нефтегазонакопления входит и рассматриваемый район, в пределах которого в качестве первоочередных объектов рассматриваются Сынатыская, Среднебаганская, Восточно-Сынатыская, Южно-Кейньюская и Кэйньюская локальные структуры. В качестве дополнительного объекта рассматриваются Селаельская структура, расположенная в пределах юго-восточной части Усинского вата.

Проведенный нами геоструктурный анализ на основе изучения крупномасштабных структурных и тектонических карт южной части Печоро-Колвинского авлакогена позволил установить определенную закономерность в пространственном размещении локальных структур, как потенциальных нефтегазоносных объектов. На западном пологом крыле Колвинского мегавала структры группируются в три эшелона.

I эшелон. Структуры осложняют моноклинально погружающийся в западном направлении склон мегавала и занимают наиболее низкое гипсометрическое положение (Южно-Ипатская, Ипатская, Северо-Ипатская, Андрюшкинская, Самдерминская).

II эшелон. Структуры находятся гипсометрически выше, в присводовой части мегавала, где они осложняют валы (Северо-Селаельская, Западно-Сятейская, Сятейская, Камышинская).

III эшелон. Структуры, приуроченные к сводовым частям осложняющих мегавал валов (Чедтыйская, Костюкская, Комависская).

В смысле возможной нефтегазоносности объекты первого эшелона наименее предпочтительны. Степень их структурного контроля, оказывающего существенное влияние на пространственное размещение месторождений, в данном эшелоне невелика. Это так называемый одинарный контроль, осуществляемый только локальной структурой, приуроченной к моноклинали. Маловероятно, что структуры этого эшелона могли саккумулировать сколь-либо значительные количества УВ, мигрирующих из прилегающего Денисовского прогиба по восстанию западного крыла Колвинского мегавала. Это подтверждается эмпирически: в платформенных областях не более 15% месторождений связано со структурами одинарного контроля.

Структуры II эшелона, находящиеся под контролем более высокого, двойного, уровня, когда помимо локальной структуры в контроле участвует и структура второго порядка, вызывают определенный практический интерес. Благодаря своему структурному положению они могли захватить часть флюидов, мигрирующих вверх по восстанию западного крыла мегавала. Структуры такого класса на платформах контролируют 20-25% выявленных месторождений. Среди структур II эшелона наибольшее внимание привлекают относительно высокоамплитудные структуры: Северо-Комависская, Селаельская.

Структуры III эшелона находятся в наиболее благоприятных для аккумуляции УВ структурных условиях, а также в непосредственной близости от зоны глубинного Восточно-Колвинского разлома, по которой осуществлялась вертикальная миграция УВ. Они представляют поэтому наибольший интерес. Это Комависская структура, Западно-Костюкская и др.

ВЫБОР ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ ОБЪЕКТОВ ГРР И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Основными критериями для выбора перспективных объектов (локальных положительных структур) послужили следующие:

1. Благоприятные тектонические и геологические условия пространственного размещения локальных структур.

2. Высокое качество подготовки структур по ОГ III-IV, отражающего условия залегания образований ордовикско-силурийского НГК, наиболее интересного в смысле перспектив нефтегазоносности.

3. Наиболее высокая прогнозная оценка объекта по категории C3-D],

4. Место объекта в системе инфраструктуры, созданной в районе проведения работ к настоящему времени.

Рассматривание этих критериев с учетом их средневзвешенных значений для конкретных условий позволило в качестве первоочередных объектов рекомендовать локальные поднятия, входящие в состав Восточно-Возейской ЗНГН (Сынатыская, Северо

Сынатыская, Южно-Бадьюская, Нижнехатаяхская структуры), Усинской и Возейской ЗНГН (Комавиская, Костюкская,, Западно-Костюкская структуры), а в качестве объектов второй очереди -локальные структуры Кейньюско-Быстринской ЗНГН (Среднебадьюская, Кейньюская, Восточно-Сынатыская) и Среднехатаяхско-Веякской ЗНГН (Среднебаганская, Западно-Хатаяхская II).