Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Сейсмостратиграфия и перспективы нефтегазоносности Ордовикско-Нижнедевонского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции

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

Автореферат диссертации по теме "Сейсмостратиграфия и перспективы нефтегазоносности Ордовикско-Нижнедевонского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции"

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО - ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

СЕ Й СМ О СГРЛТ11 ГРАФ И Я И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОРДОВИКСКО-НИЖНЕДЕВОНСКОГО КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 04.00.17 - геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

На правах рукописи

ВИСКУНОВА Карина Григорьевна

Санкт-Петербург 1997

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследоват геологоразведочном институте (ВНИГРИ).

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

член-корреспондент РАЕН, В.Н.Макаревич

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор, академик РАЕН и МАМР, В.В.Самсонов

Ведущее предприятие: Севморгео, г.Санкт-Петербург.

Защита диссертации состоится 29с£НП{. 1997 г. в -14 часов на зассда диссертационного Совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтя научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ. Автореферат разослан 25"оЛг. 1997 Г-

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в даух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, г.С.-Петербург, Литейный пр., 39, ВЩ Ученому секретарю

Ученый секретарь , —-

кандидат геолого-минералогических нау]

Ю.Л.Верба

А.К.Д

/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Астуалькость темы. С карбонатными комплексами в мире связано более 70% всех месторождений нефти и газа. Их промышленная нефтегазоносность доказана во многих районах бывшего СССР (в Тимано-Печорской провинции, на Сибирской платформе, в Днепрово-Донецкой впадине, в Урало-Поволжье и др.), а также на Ближнем Востоке, в Канаде, Мексике, Алжире и США. Одной из особенностей ловушек углеводородов, связанных с биогенно-карбонатными формациями является сочетание сложного пространственного распределения резервуаров с аномально высокими дебитамн скважин, вскрывших органогенные постройки. Это свойство делает экономически оправданным разведку и разработку даже малоразмерных ловушек в карбонатных комплексах.

ОрдоЕнкско-нижнедевонский карбонатный комплекс, которому посвящена настоящая работа, является третьим по прогнозным ресурсам нефти и газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП) - одного из важнейших центров нефтегазодобывающей промышленности Европейской части России. Обеспечение необходимого уровня добычи и прироста запасов углеводородного сырья требует усиления геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, а учитывая современную экономическую ситуацию в геологоразведочных организациях, основное усилие должно быть направлено на переосмысление огромного количества имеющихся к настоящему времени геолого-геофнзических материалов.

Цель работы. Основная цель исследований заключалась в установлении закономерностей в формировании резервуаров и распределении их по площади для определения наиболее перспективных направлений ГРР.

Основные задачи исследований:

1. Изучение условий формирования отложений ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса на основе комплекса данных литолого-фациальных и геофизических исследований;

2. Проведение сейсмостратиграфического анализа в ордовикско-нижнедевонском комплексе на основе новых сейсмических исследований по каркасной сети региональных профилей.

3. Реконструкция истории геологического развития на основе секвенсстратиграфического анализа изучаемого комплекса по территории от Тимана до Западного Урала включительно.

4. Изучение строения природных резервуаров ордовика-нижнего девона и прогнозирование распространения их по площади.

5. Прогноз зон нефтегазоносностн в ордовикско-нижнедевонском комплексе.

Научная новизна:

1. Разработаны секвенсстратиграфические модели, что позволило использовать новые методические приемы к интерпретации региональных временных сейсмических разрезов и провести детальную интерпретацию волнового сейсмического поля.

2. Впервые при изучении ордовикско-нижнедевонского комплекса применен секвенсстратиграфический анализ, как инструмент систематизации данных, палеореконструкций и прогнозирования резервуаров в ордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе ТПП.

3. В результате комплексной интерпретации большого количества геолого-геофизического материала построены сбалансированные карты распределения литофаций по всей территории ТПП, на основе которых делаются выводы о закономерностях распространения зон-коллекторов и ловушек для нефти и газа.

Практическая значимость работы:

Выполненные исследования позволили уточнить строение ордовикско-нижнедевонской карбонатной толщи, обосновать размещение коллекторов, в ;том числе сложного строения, и зон нефтегазонакопления. ■ •-' - ■' ■ Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международной конференции в Мурманске (1992г.), международных конференциях, проводимых во ВНИГРИ в 1994-1996 гг.

Отдельные положения исследований нашли отражения в четырех производственных отчетах Ленинградской сейсморазведочной экспедиции, пяти тематических отчетах ВНИГРИ.

По теме диссертации имеется 14 публикаций.

Фактический материал. Диссертация основана на результатах исследований, проводимых автором в составе коллектива Ленинградской сейсморазведочной экспедиции ПГО"Севзапгеология" в 198б-1991гг. и ВНИГРИ в 1991-1996 гг.

Проведен анализ около 9000км сейсмических профилей (по региональной и детальной сети исследований), каротажных диаграмм, результатов опробывания и испытания скважин, вскрывших изучаемый интервал разреза.

Использованы результаты макро- и микроскопических исследований керна, проведенные Н.В.Танинской, и определения фильтрационно-емкостных свойств пород, выполненные в лабораториях физики пласта ВНИГРИ и НИЦ ТП.

Использовались каталоги стратиграфических разбивок и палеонтологические определения сотрудников НИЦ ТП, а также сведения, содержащиеся в геолого-геофизической литературе, посвященной проблемам изучения карбонатных пород.

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, 7 глав и заключения, содержит 175 страниц машинописного текста, иллюстрирована 43 рисунками и 10 таблицами. Список литературы включает 107 наименований.

Работа выполнена в процессе обучения в очной аспирантуре ВНИГРИ под руководством доктора геолого-минералогических наук В.Н.Макаревича, которому автор выражает глубокую благодарность за внимание и поддержку, способствующие выполнению работы.

Автор выражает признательность всем коллегам, деятельно помогавшим в научных исследованиях: Н.В.Танинской, В.Г.Коцу, О.М.Прищепе, Л.А.Орловой, СБ.Старостиной, А.Л.Кунько.

Автор весьма признателен за советы, критические замечания Б.А.Лебедеву, М.Х.Булач, Ю.Н.Григоренко, Р.С.Сахибгарееву, В.И.Богацкому, Н.С.Борисову.

Основные защищаемые положения.

1. Сейсмостратиграфический анализ с использованием секвенссгратиграфических моделей - основа прогноза литофациальной зональности и этапности развития обстановок осадконакопления ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса.

2. Процесс осадконакопления в ордовикско-нижнедевонском палеобассейне подразделяется на 10 этапов, различающихся обширностью трансгрессий и, как следствие, различиями в распределении литофаций.

3. На основе выявленной этапности развития палеобассейна устанавливается определенная закономерность в распределении коллекторов. Коллекторы приурочены к фациальной зоне верхней сублиторали, площадь развития которой находится в прямой зависимости от относительных изменений уровня моря.

4. Основные перспективы нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса ТПП связаны с зонами нефтегазонакопления, выделенными на основании закономерностей в распределении природных резервуаров и залежей УВ. Особенности выделенных зон обусловлены распространением коллекторов различных типов (от низко- до высокоемких), характером экранирования и мощностью нолупокрышки.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава I. Очерк геологического строения и нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.

В настоящее время территория ТПП покрыта сеткой сейсмичесхих профилей МОГТ плотностью 0,87 пог.км/км2 и относится по этому показателю к хорошо изученным территориям. Общая разбуренность территории составляет 25,3 м/км2 Открыто 201 месторождений, в том числе 36 месторождений в изучаемом комплексе.

Дается описание тектонического строения ТПП на основе современных представлений о строении фундамента и различных комплексов осадочного чехла, в соответствии с представлениями Аминова Л.З., Дедеева В.А. (1994) и Макаревича В.Н, Белонина М.Д., Богацкого В.И. (1995). Тектоническая структура ТПП сформировалась в результате проявления палеозойско-мезозойских циклов тектогенеза в тесной взаимосвязи с эволюцией Урало-Монгольского подвижного пояса (геосинклинали). Фомирование осадочных формаций ордовика-нижнего девона происходило на протяжении каледонского цикла тектогенеза в условиях общего преобладающего растяжения территории.

Учитывая различные представления на строение и возраст фундамента на территории ТПП, автор считает, что в настоящее время вся совокупность имеющихся геологических и геофизических данных позволяет с большей уверенностью принять точку зрения о едином байкальском складчатом фундаменте на территории от Урала до Тимана включительно.

В строении всего платформенного чехла ТПП выделены ордовикско-нижнедевонский (каледонский), среднедевонско-турнейский

(раннегерцинский), визейско-верхнекаменноугольный (среднегерцинский), пермско-триасовый (позднегерцинский) и мезозойско-кайнозойский структурные этажи.

Нефтегазоносность в ТПП обнаружена на глубинах от 120м до 5600м и охватывает стратиграфический диапазон от рифея до триасовых отложений включительно. В работе принимается схема расчленения разреза осадочных отложений на нефтегазоносные комплексы по М.Д.Белонину, В.И.Богацкому,

В.Н.Макаревичу, О.М.Пршцепе и др. (1992). Выделяемый по этой схеме ордоиикско-нижнедевонский НГК содержит 20% прогнозных ресурсов нефти, 12% прогнозных ресурсов газа и 23% газоконденсата.

Согласно расчетам масштабов генерации и эмиграции нефтяных м газовых УВ материнскими породами, выполненным В.К.Шиманским (1994) материнские пород располагаются по вкладу их в обший генерационный потенциал следующим образом: D3f!-fm2>Si-S2>Dl>Pik,D2>D3tm-sr>Piar.

В изучаемом комплексе нефтематеринскими являются глинистые и карбонатно-глинистые породы, содержащие РОВ сапропелевого типа до 0,52,95%.

Глава 2. Общая характеристика сейсмических комплексов Тимано-Печорской провинции.

В работе принято определение П.Р.Вейла (1977) : "Сейсмический комплекс - это стратиграфическая единица, сложенная относительно согласной последовательностью генетически взаимосвязанных слоев, ограниченная в кровле и подошве поверхностями несогласия или эквивалентными им согласными поверхностями", т.е., это последовательность слоев, сформировавшаяся при относительно постоянных условиях седиментации, что соответствует определению формации в понимании российских геологов.' :

В данной работе принимается схема расчленения на 11 КССК (квазисинхронных седиментационных сейсмических комплексов), два из которых выделены в составе фундамента. Ордовикско-нижнедевонсхому карбонатному циклу седиментации соответствует KCCK-IV. Цикл начинается трансгрессивными сериями среднего ордовика, а заканчивается регрессивными толщами нижнего девона. Трансгрессивная, а затем регрессивная направленность развития палеобассейна осложнялась разномасштабными регрессиями и трансгрессиями, что находит выражение в волновом сейсмическом поле и является основанием для выделения соответствующих подкомплексов (КССПК) и более мелких подразделений.

Из представленного в главе описания и сопоставления структурно-формационного и сейсмостратиграфического расчленения, сделанного для всего осадочного чехла ТПП, делается вывод о том, что КССК являются подразделениями одного порядка с геологическими формациями, и в большинстве своем соответствуют по объему нефтегазоносным комплексам.

Глава 3. Состояние геолого-геофизической изученности ордовикско- нижнедевонского комплекса.

Современный уровень стратиграфии нижнепалеозойских отложений достигнут благодаря работам А.И.Першиной, С.В.Мельникова, Н.Б.Рассказовой, В.Вл.Меннера, А.И.Антошкиной, Ю.А.Юдиной,

A.Ф.Абушик, З.П.Юрьевой, Л.Т.Беляковой и др.

Цитологические и фациальные исследования проводили Г.А.Чернов,

B.А.Калюжный, Т.И.Кушнарева, В.П.Зарх, Л.И.Филиппова, В.А.Жемчугова,

Н.В.Танинск&ч. К настоящему времени разработаны фациально-седиментологические модели нижнепалеозойского комплекса отложений. На территории ТПП изучена в региональном плане фациалъная зональность.

Литолого-фациальной зональности отложений нижнего палеозоя Западного Урала посвящены работы А.И.Антошкиной, Т.В.Майдль, Б.Я.Дембовского. Установлено существование различных органогенных построек (одиночные и барьерные рифы, пэтч-рифы, биогермы, биостромы, органогенные банки) на Западном Урале.

Изучением нефтегазоносности нижнего палеозоя занимались А.Я.Кремс, Б.Я.Вассерман, Н.Д.Магвиевская, В.А.Дедеев, В.И.Богацкий, А.А.Султанаев, С.А.Данилевский, Л.Г.Каретников, Б.Я.Яралов, В.Н.Макаревич.

Изучению литологии и коллекторских свойств нижнепалеозойских отложений посвящены работы М.Х.Булач, Л.П.Гмид, Л.П.Белоновской, Н.Б.Рассказовой, Т.В.Майдль. Ими произведена оценка коллекторского потенциала, исследование структуры и гекезнса пустотного пространстаа.

Изучение всего осадочного чехла ТПП, и в том числе нижнепалеозойского комплекса, с позиций секвенсстратиграфии проводилось М.Д.Белониным, А.Е.Лукиным, В.Н.Макаревичем (1995), Н.В.Танинской Д.К.Лазаревым (1994, 1995), В.А.Жемчуговой (1994), что позволило обобщить имеющиеся геологические данные и решить на этой основе вопросы генезиса коллекторов.

Сейсмическими работами, проводимыми на территории ТПП Ленинградской сейсморазведочной экспедицией и ПГО "Печорагеофизика" (1986-1991гг.), изучен структурный план кровли комплекса, закартированы линии регионального стратиграфического срезания части отложений на восточном и западном бортах Хорейверской впадины, выделены и подготовлены к глубокому бурению многочисленные ловушки УВ (И.А.Шаблыгина, 1988, В.Н.Максимов, 1991г. идр.)

Глава 4. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений ордовнкско-ннжнедевонского карбонатного комплекса.

Описание о^дожений дается согласно субрегиональным стратиграфическим схемам ордовика и силура, утвержденным МСС СССР в 1987 году и девона, утвержденной МСС в 1990 году и унифицированной региональной стратиграфической схеме ордовиксхих, силурийских и девонских отложений Урала, Утвержденной МСС в 1990 году. Глава является обобщением материалов, представленных в работах С.В.Мельникова, (1986, 1987, 1988) Н.Б.Рассказовой (1982), В.А.Жемчуговой (1990, 1995), Н.В.Танинской (1987, 1991), по ТПП, а также А.И.Антошкиной (1981, 1987, 1994), Б.Я.Дембовского (1990), М.А.Шишкина (!986), В.Н.Пучкова (1979, 1990) - по Западному Уралу.

Согласно этим данным средний ордовик рассматривается в объеме маломакарихинского горизонта, верхний ордовик - в объеме ашгиллского яруса (усть-зыбский, мукерский и хорейверский горизонты). Нижний силур подразделяется на яландоверийский ярус (джагальский, филиппъельскнй горизонты), и венлокский ярус (седъельский горизонт). Верхний силур рассматривается в объеме лудловского и пржидольского ярусов, которым соответствуют гердыоский и гребенской горизонты. Нижний девон рассматривается в объеме лохковского яруса (овинпармский и

сотчемкыртинский горизонты), пражского и эмского ярусов. В работе дается подробная характеристика каждого подразделения изучаемого комплекса. В целом, комплекс представлен преимущественно карбонатными породами, залегающими на терригенных отложениях нижнего ордовика или с угловым и стратиграфическим несогласием на венд-кембрийских отложениях, перекрывается среднедевонскими, а на большей части территории ТГТП верхнедевонскими отложениями.

Глава 5. Анализ циклического строения разреза ордовика-нижнего девона.

Под циклом относительного изменения уровня моря понимается интервал времени, в течении которого отмечались относительный подъем и понижение уровня моря, вне зависимости от природы этого изменения (эвстатические, тектонические, гляциальные и др.).

Любой цикл относительного изменения уровня моря обычно состоит из постепенного относительного подъема, в течении которого формируется трансгрессивный системный тракт, периода стабилизации и быстрого понижения, в течении которых фомируется тракт высокого стояния уровня моря. При более детальном анализе постепенное поднятие, стабилизация и опускание слагаются из элементарных циклов быстрых подъемов и стабилизации. Такой элементарный цикл называется парациклом, в котором за относительным подъемом и стабилизацией уровня моря следует другой относительный подъем без сколько-нибудь значительного промежутка понижения. Такие кратковременные явления обычно нельзя выявить по сейсмическим данным, но они устанавливаются при изучении обнажений, керна и каротажных диаграмм. В течении парацикла происходит отложение одного элементарного циклита (парасеквенции). Парасеквенции затем группируются в системные тракты, составляющие секвенции. Парасеквенция -это последовательность слоев или пачек, ограниченных трансгрессивными поверхностями. Идеализированная модель парасеквенции карбонатного ордовикско-нижнедевонского комплекса состоит (снизу верх) ,из отложений нижней сублиторали, залегающей в основании парасеквенции, вверх по разрезу они сменяются фациями верхней сублиторали, затем литорали и супралиторали. Венчают разрез прослои, относимые к субаэральным образованиям.

Также как и в фациально-циклическом анализе, основными вопросами, решение которых приводит к выделению секвенций (иерархизированных элементов) являются: 1.У становление фаций, дифференцированных по признакам обстановок осадконакопления; 2.Исследование изменчивости фаций и цикличности отложений по условиям осадконакопления;

В основу, построения секвенсстратиграфических моделей положены результаты исследования литофаций карбонатного раннепалеозойского бассейна седиментации целого ряда авторов: Н.В.Танинской (1993, В.А.Жемчуговой (1993), З.П.Юрьевой (1991) и др. Ими выделяются следующие фациальные зоны: супралиторальная, литоральная, сублиторальная (верхняя и нижняя), рифовых отмелей на окраине платформы, склона и батиали.

Ордовикско-нижнедевонский карбонатный комплекс в соответствии с концепцией секвенсстратиграфии разделен на 10 осадочных секвенций (трансгрессивно-регрессивных циклитов): секвенция-1 (БСН) объединяет карбонатные отложения среднего ордовика, секвенция-2 (8<3-2) - верхнего

ордовика, секвенция-3 (БСЗ-З) - отложения салюкинского и джагальского горизонтов, секвенцня-4 (БСН) вьщелена в объеме филиппъельского горизонта, секвенция-5 (SQ-5) - в объеме седъелъского горизонта, секвенция-6 (БС^-б) соответствует гердьюскому горизонту, секвенция-7 (8С>-7) гребенскому, секвенция-8 (3(3-8) - овинпармскому и сотчемкыртинскому горизонтам, секвенция-9 (80-9) - отложениям пражского яруса, секвенция-10 (БС^-Ю) - отложениям эмского яруса. Определение границ секвенций, системных трактов й их корреляция были сделаны сначала по обнажениям Западно-Уральской складчатой зоны (по рекам Кожим, Щугор, Большая Уса, Лек-Елец и др.), затем по данным изучения скважин Тимано-Печорской провинции, имеющей естественные обнажения изучаемого комплекса только на гряде Чернышева. Все выделенные секвенции имеют однотипное строение. Они состоят из трех системных трактов: низкостоящего (ЬБТ), трансгрессивного (ТЭТ) и высокостоящего (НЭТ). Секвенции внутренних частей платформы' характеризуются присутствием только трансгрессивных (ТБТ) и высокостоящих (ГОТ) системных трактов, ограниченных поверхностями максимального затопления и трансгрессивными. Трансгрессивные системнее тракты характеризуются ретроградацией в строении парасеквенций, сменой комплексов конодонтов и брахиопод. Высокостоящие (НБТ) системные тракты имеют мощность от 80 до 350 метров и показывают проградацию в строении парасеквенций. Низкостоящий системный тракт находится в основании секвенций и выделяется только на окраине платформы в обнажениях Западного Урала и имеет мощность от 20 до 70 метров.

Глава б. Сейсмостратиграфический анализ волновой картины ордовикско-нижнедевонского интервала разреза.

В работе использовались временные разрезы 1989-1995 годов, обработанные по современным графам обработки, включающим все необходимые процедуры (с подавлением кратных отражений, улучшением в процессе обработки соотношения сигнал/помеха, с обязательными деконволюциями и миграцией).

Целью сейсмостратиграфического анализа является определение условий и обстановок осадконакопления по особенностям волновой картины на сейсмических разрезах отраженных волн. Автором используется система иерархии сейсмостратиграфических объектов, включающая пять уровней, согласно разработкам Н.Я.Кунина (1988, 1993). Это - структурно-литологический этаж, квизисинхронный седиментационный сейсмический комплекс (КССК), сейсмофацию, сейсмопакети сенсмоквант.

При сейсмостратиграфических исследованиях расчленение разреза производится дискретно. Единицей расчленения является длина сейсмичесхой волны. В изучаемом интервале разреза длина волны достигает 150-200 метров. Временные разрезы рассматриваются как приближенные аппроксимации геологических разрезов осадочных бассейнов в вертикальной плоскости вдоль линии сейсмического профиля. При этом геологическую значимость на временном разрезе имеют только отражающие границы протяженностью более зоны Френеля. Для отражений от горизонтов на глубине 4000 м, средней скорости 3500 м/с для преобладающей частоты 20Гц радиус первой зоны Френеля составит 594м. Эта величина, отражающая разрешающую

способность по площади, значительно меньше неоднородностей геологического разреза, предположительно являющихся

нефтеперспективными объектами, выделяемыми в изучаемом комплексе.

Отложения, накапливающиеся в шельфовой обстановке, отображаются на сейсмических разрезах параллельными или слабо расходящимися отражениями, а в трех измерениях они образуют обширные покровы или осадочные клинья, характеризуются незначительным боковым наращиванием. Сейсмофации простираются далеко за пределами отдельного сейсмического разреза, имеющего, как правило, длину 10-15 км. Поэтому проведение сеймофациального анализа требует привлечения сети региональных профилей, с использованием информации по разрезам детальных и поисковых работ. Региональные профили дают возможность прослеживать боковые границы сейсмофациальных единиц.

Для рассматриваемого ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса в качестве основы сейсмостратиграфического анализа может быть принято положение о хроностратиграфической природе отражающих границ. Это положение говорит о том, что отражающие границы соответствуют рельефу дна бассейна осадконакопления и поэтому отображают поведение изохрон геологического времени, на которых поисходит смена характера и свойств осадков. На сейсмическом временном разрезе (очищенном от кратных волн) по осям синфазности определяется последовательность напластования и прослеживаются границы относительно одновозрастных толщ. Ниже отражающей границы будут залегать отложения более древние, чем выше ее.

Хроностратиграфические схемы строились в изучаемом комплексе на основании разделения волнового поля на сейсмопакеты и сейсмокванты, там где качество сейсмического материала позволяло провести расчленение волнового поля. Построение основано на прослеживании осей синфазности и прекращении их прослеживаемости. Различные виды несогласий, маркируемые прекращениями прослеживания осей синфазности, принадлежат к трем типам: подошвенному, кровельному и латеральному. К основным схемам прекращений прослеживания и маркируемых ими несогласий относятся: подошвенное налегание и прилегание, кровельное прилегание, эрозионный срез,

Перерывы и несогласия маркируют границы седименгационных тел разного масштаба, формирующих иерархическую систему соподчиненных трехмерных седиментационных тел, которые заполняют весь осадочный бассейн и весь интервал геохронологической шкалы от начала до завершения процесса седиментации в бассейне.

Выделенные и прослеженные по сейсмическим разрезам перерывы соответствуют смене во времени режимов осадконакопления в бассейне. Интервалы сейсмического разреза, находящиеся между двумя такими последовательными границами, могут соответствовать отдельным этапам развития бассейна. На этих этапах происходит заполнение бассейна отложениями осадочных систем, последовательно сменяющих друг друга по мере удаления от области сноса обломочного материала.

Исходя из неоднозначности решения обратной задачи сейсморазведки, то есть невозможности однозначно реставрировать обстановку осадконакопления и литологию пород только по сейсмическим данным, возникает необходимость использования дополнительной информации, позволяющей разрешить эту неоднозначность. В качестве такой информации

использовались секвенсстратиграфические модели, построенные дои различных районов ТПП. Секвенсстратиграфические модели сопоставлялись с хроностратиграфическими схемами.

Полнота разреза, состав осадков во-многом определяется, при всех прочих равных условиях, скоростью погружения дна бассейна. На протяжении каледонского этапа различные участки Печорского палеобассейна испытывали прогибание с различной скоростью. Анализ распределения мощностей показал, что характер прогибания территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны соответствовал в среднем и позднем ордовике, силуре и раннем девоне прогибанию участков обнажений Кожим, Щугор, Илыч, хорошо изученных и описанных различными исследователями. На этом основании проводится сопоставление особенностей строения сейсмопакетов (СП) с секвенциями и отдельными элементами секвенций.

Сопоставление построенных хроностратиграфических схем по данным МОГТ со строением секвенций в обнажениях и в скважинах показывает, что при одинаковой скорости погружения различных участков палеобассейна возможно расчленение толщ и выделение секвенций на основании только сейсмической информации высокого качества. Фактором существенно осложняющим волновую картину в изучаемом комплексе являются многочисленные малоамплитудные нарушения. Малоамплитудными называются нарушения, амплитуды которых соизмеримы с половиной длины волны или меньше ее. При таких соотношениях видимые скачкообразные вертикальные смещения осей синфазности часто не наблюдаются. Признаками, по которым распознаются на временных разрезах малоамплитудные нарушения, являются локальные изменения динамических характеристик ОВ, разрывы корреляции, незначительные, близкие к флексурообразным осложнения осей синфазности, изменения углов наклона отражающих границ. Надежность этих признаков возрастает при коррелируемости в субвертикальном направлении, от отражения к отражению, а также при коррелируемости по площади от профиля к профилю. В общем случае возможности изучения морфологических и генетических особенностей нарушений зависят от пространственной разрешающей способности сейсморазведки, определяемой размерами зоны Френеля.

К числу наиболее значительных открытий последних лет относятся месторождения, расположенные в зонах сочленения стабильных и подвижных блоков. Это месторождения им.Р.Требса (Варкнавтская площадь, с извлекаемыми запасами 127 млн.т.), им.А.Титова (Оленья площадь, 68 млн.т.), Верхневозейское (62 млн.т.) и другие более мелкие. Для всех месторождений характерно наличие разрывных нарушений и зон трещиноватости, выделяемых первоначально по данным сейсморазведки и затем подтвержденных бурением. Трещиноватость пород связана с развитием трещин - разрывов сплошности пород без смещения. Как правило, имеется прямая корреляция между количеством разрывных нарушений и трещиноватостью.

Выполненный ш детальном уровне комплексный анализ геолого-геофизических данных по Верхневозейскому нефтяному месторождению показал, что расположение его в зоне сочленения стабильного и мобильного блоков определило мелкоблоковое строение месторождения, обусловленное сетью разрывных нарушений, и прерывистый характер распределения пород-коллекторов по площади и разрезу. Максимальные притоки (250-370 мЗ/сут.)

связываются с маломощными пластами улучшенных коллекторов (пористость до 25%), связанными зонами повышенной трещиноватости. На Варкнавтской площади сетью нарушений образована система ловушек: антиклинальных и неантиклинальных тектонически экранированных, зребующих индивидуального подхода при размещении скважин. Основным и • определяющим в размещении ловушек был ранне-среднедевонский этап, в ■течение которого, по-видимому, образовались все выделяемые в настоящее г время дизъюнктивные нарушения. Предтиманские поднятия и движения по разломам привели к формированию горстов и грабенов на территории месторождений. Впоследствии структурный план был выровнен и .сформировались региональные зоны стратиграфического выклинивания различных горизонтов силура н нижнего девона. .

В строении изучаемого КССК малоамлитудные нарушения играют существенную роль в распределении неантиклинальных ловушек и локальных структур, связанных с микрогорстами и микрограбеками. В целом восточная часть Хорейверской впадины, также как и западная, может рассматриваться как зона сочленения стабильного Большеземельского и мобильного Варандей-Адзьвинского блоков. В пределах этого последнего развиты высокоамплитудные разломы, характерные для мобильных блоков, с которыми связаны высокоамплитудные тектонически экранированные ловушки вала Сорокина и Гамбурцева.

Особое внимание уделено анализу возможности выделения органогенных построек в разрезах изучаемого комплекса. Органогенные постройки и связанные с ними структуры облекания в карбонатных комплексах являются основными объектами поиска, поскольку именно с ними, в первую очередь, обычно связаны перспективы нефтегазоносности во всех карбонатных комплексах.

В ордовихско-нижнедевонских отложениях биостромы, биогермы и карбонатные банки мощностью от 1-2 до 20-30 метров выделяются по данным Н.В.Танинской (1988, 1993) в комплексе фаций верхней сублиторали. Их образуют вторичные доломиты с табулятами, строматопорами, криноидеями, пеллоидами, гастроподами и водорослями. Наибольший расцвет каркасообразующей фауны (табуляты, строматопоры) отмечался в позднемакарихинское (Н8Т-3), среднесандивейское (ШТ-4) и ранневеякское (Т8Т-5) времена, мощности биостромов достигают 60-120 метров. В позднем силуре их мощности уменьшаются до 15-30 метров.

Биостромы хорошо выделяются на кривых радиоактивного и акустического каротажа. Содержание нерастворимого глинистого остатка составляет менее 5%, что четко фиксируется на диаграммах радиоактивного каротажа низкими величинами естественной радиоактивностью (ГК), а пониженные значения нейтронного гамма-каротажа (НГК) отражают высокие фильтрационно-емкостные свойства пород. По данным акустического каротажа (АК) биостромы характеризуются пластовыми скоростями 6250-6700м/с и занимают на временном разрезе временной интервал 25мс, что соответствует интервалу в пределах одной фазы сейсмического отражения (средневзвешенная частота 25Гц). Сопоставление данных АК, ГК, НГК свидетельствует о том, что биостромы приурочены к наиболее акустически жестким частям разреза. На изучаемой территории биостромы не выделяются по прямым критериям определения формы построек. В условиях мелководной карбонатной платформы, существовавшей в раннем палеозое на изучаемой

территории не образовывалось значительных по мощности, учитывая небольшие мощности самих построех и их пластообразный характер, толщ облекания. Наблюдаемые особенности записи, такие как дифрагированные волны, петли связаны прежде всего с разрывными нарушениями, широко развитыми в верхнеордовикско-нижнедевонском разрезе ТПП.

Получены положительные результаты использования разрезов эффективных коэффициентов отражения (ЭКО) для выделения органогенных построек на Оленьей площади. Согласно привязке разреза скважины к временному разрезу, аномалии волновой картины типа "биостром" наблюдаются именно в тех интервалах разреза, в которых по данным бурения выявлены органогенные постройки. В пределах территории, на которой располагаются Оленья и Варкнавтская площади, органогенные постройки приурочены к трем интервалам разреза, хорошо коррелируемым по площади. Первые постройки (мощностью 15-20 м) появляются в середине лландовери, наиболее мощные постройки отмечаются в вендохе (мощностью до 100м), в пржидолии мощность построек уменьшается до 10-15м. Анализ распределения их по площади проводился на основе изучения ЭКО-разрезов. Эти данные показывают, что аномалии волновой картины, которые можно считать "построечными" приурочены к небольшим палеоподнятиям, что выяснилось при совмещении карт изопахит и карт расположения аномалий волнового поля.

На большей части территории ТПП проводился качественный анализ волновой картины и выделение различных сейсмофаций по обычным временным разрезам. Анализировались конфигурация отражений, непрерывность и интенсивность. В целом по разрезу отмечаются следующие конфигурации отражений параллельная, субпараллельная, параллельно-бугристая, бугристая. По непрерывности отражений: - непрерывные и прерывистые отражения; по интенсивности отражений: - сильной интенсивности, интенсивные, средней интенсивности, слабоинтенсивные. В общем случае существует 24 различных варианта сочетаний этих параметров. В ордовикско-нижнедевонском комплексе встречается до 9-ти возможных вариантов сочетаний параметров. В результате анализа по хаждой секвенции получены характеристики волнового поля. Учитывая соответствие сейсмических подразделений выделяемым секвенциям, карты сейсмофаций, построенные по стандартной методике, преобразованы в литофациальные карты по каждой секвенции, на основе установленных соответствий сейсмо- и литофаций. Исходя из несимметричности в большинстве случаев строения секвенций, строились карты по трансгрессивному (ТЭТ) и высокостоящему системным трактам (ГОТ).

Первая (карадокская) секвенция, на территории ТПП отражает начально трансгрессивный этап развития палеобассейна. Трансгрессивная направленность фиксируется в постепенном увеличении более глубоководных отложений в разрезах скважин, где в период максимального затопления территории получили наибольшее распространение фации верхней сублиторали, картируемые на территории Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Предуральского прогиба.

Трансгрессивно-регрессивная направленность в строении секвенции фиксируется и в Елецкой зоне Западного Урала. Здесь отчетливо выражено начало трансгрессии и обмеление в верхней части секвенции.

На временных разрезах фрагментарно прослеживаются элементы эрозионного срезания, связанные с обмелением палеобассейна в конце карадока.

Вторая (ашгиллская) секвенция характеризуется быстрым развитием трансгрессии в раннеашгиллское время. Развитие трансгрессии отчетливо фиксируется в обнажениях Западного Урала, в разрезах скважин ТПП, а также элементами подошвенных налеганий на временных разрезах. В ТБТ-2 по разрезу преобладают отложения верхней сублиторали, занимающие площади Печоро-Колвинского авлакогена, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Предуралъского прогиба. На территории Ижма-Печорской впадины осадконакопление сменилось с супралиторальных в карадоке на литоральные с постепенно увеличивающейся долей отложений верхней сублиторали.

Высокостоящий системный тракт (Н8Т-2) фиксирует регрессивную направленность в развитии палеобассейна. Основные изменения ь характере волновой картины происходят в кровельной части секвенции, где фиксируются интенсивные, параллельные, непрерывные отражения, связанные с кровлей ангидритов малотавротинского горизонта, а также многочисленные элементы эрозионного срезания,

В НБТ-2 в западной части, охватывающей территории Ижма-Печорской впадины, частично Печоро-Колвинского авлакогена выделяется прибрежная зона с терригенным типом осадконакопления. На остальной территории преобладают отложения супралиторальной зоны с сульфатным типом осадконакопления, в пределах Кочмесской "ванны" преобладают галогенные осадки. Высокостоящему системному тракту отвечает развитие рифовых комплексов в окраинно-платформенной зоне.

Батиальная зона практически не меняла своего положения на протяжении всего ордовикско-нижнедевонского цикла осадконакопления и картируется только по данным обнажений Западно-Уральской складчатой зоны.

Третья секвенция (салюкинско-джагальская) представлена в нижней части отложениями салюкинского горизонта, относящимися по направленности смены литофаций в разрезах скважин к трансгрессивному тракту (ТБТ-З). В волновом поле с салюкинскими отложениями связаны наиболее устойчиво выделяемые элементы подошвенного налегания на территории Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны и эпизодические в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и Предуральского прогиба.

Очертание фациальных зон третьей и четвертой (филиппъельской) секвенций отличается незначительно. Прибрежная зона с терригенным типом осадконакопления занимала территорию Малоземельско-Колгуевской моноклинали и северную часть Печоро-Колвинского авлакогена. Восточнее располагалась супралиторальная зона с сульфатным типом осадконакопления. В НБТ-4 эта зона имеет несколько меньшую площадь распространения, чем в НБТ-3 и выделяется в пределах отдельных изолированных замкнутых водоемов. Большую часть территории занимает зона верхней сублиторали. Нижняя сублитораль картируется во внутренней зоне Предуральского прогиба. В окраинно-платформенной зоне в БС^-З, БС!-4 не происходило формирования рифовых комплексов, очевидно в связи с неустойчивостью дна бассейна и изменчивостью обстановок осадконакопления. Отмечаются отдельные органогенные постройки мощностью до 60м.

Пятая (седъельская) секвенция отвечает максимуму развития ордовикско-нижнедевонской трансгрессии. В ТБТ-5 зона верхней сублиторали распространяется на территорию Ижма-Печорской впадины. В сводовой части Большеземельского палеосвода выделяется зона верхней сублиторали с широко развитыми органогенными постройками. По обрамлению Большеземельского палеосвода выделена зона нижней сублиторали. В окраинно-платформенной зоне в Т8Т-5 формировались строматопоровые банки и биогермы.

ШТ-5 отвечает стабильному высокому стоянию уровня моря и резкой регрессии в заключительную стадию формирования секвенции, что фиксируется по разрезу скважин и обнажений. Отмечается уменьшение количества органогенных построек, что может быть связано с эпизодическими изменениями климата в сторону похолодания.

В волновом поле пятая секвенция визуально наиболее уверенно выделяется в самых западных районах (б Ижма-Печорской впадине, и Печоро-Кожвинском мегавале), где происходили основные изменения фациальных обстановок от прибрежных и супралиторальных в лландовери - до верхнесублиторальных в венлоке.

В пределах Малоземельско-Колгуевской моноклинали волновая картина нижнесилурийского КССПК не расчленяется в связи с небольшрми мощностями отложений, формирующихся в прибрежных и литоральных условиях с частыми перерывами и осушением территории.

Шестая секвенция (гердьюская) формировалась в этап менее обширной трансгрессии в палеобассейне. Увеличение уровня моря происходило медленнее, чем в вышеописанных секвенциях. В ТБТ-6 преобладают литоральные и прибрежные обстановки с терригенным осадконакоплением. Последние распространены на территории Малоземельско-Колгуевской моноклинали, Ижма-Печорской впадины, Печоро-Кожвинского мегавала. Н5Т-6 начинается в пределах Хорейверской впадины массивными, карбонатными пачками, сменяющимися в условиях регрессирующего бассейна в верхней части секвенции более мелководными первичными и вторичными доломитами с прослоями аргиллитов.

В целом в волновом сейсмическом поле происходит смена средне- и слабоинтенсивных отражений в 8<3-3,4,5, на интенсивные и сильноинтенсивные отражения 5(3-6. Эпизодически наблюдаются элементы подошвенного налегания на нижележащую секвенцию.

На окраине платформы в условиях мелкого моря в 8<3-6 формируются рифовые массивы.

Седьмая секвенция (гребенская) характеризуется развитием обширной трансгрессии, в результате которой на большей части территории устанавливаются обстановки верхней сублиторали. В основании секвенции фиксируются подошвенные налегания, направленные со стороны Варандей-Адзьвинской структурной зоны (ВАСЗ).

НБТ-7 характеризуется аналогичным распределением фациальных зон по территории, что и в Т5Т-7. В верхней части ШТ-7 повсеместно фиксируется отчетливое обмеление. С выщелоченными пластами карбонатов в верхней части НБТ-7 связаны все месторождения и проявления УВ верхнего силура ТПП.

Западную часть, включающую Денисовский прогиб, Ижма-Печорскую впадину, занимает зона литорали. Территорию Колвинского мегавала,

Хорейверской впадины и ВАСЗ занимает зона верхней еублиторали. На большей части Хорейверской впадины отложения этого возраста размыты.

Нижнесублиторальная зона выделяется на территории Предуральского прогиба. Окраинно-платформенная и батиальная зоны своих очертаний не меняют и совпадают в плане с аналогичными зонами вышеописанных секвенций, !

Т8Т-8 восьмой секвенции (овинпармско-сотчемкыртинской) характеризуется кратковременным подъемом уровня моря, в результате которого на территории Колвинского мегавала, Хорейверской впадины, ВАСЗ, Предуральского прогиба преобладали обстановки верхней сублиторали с карбонатными банками. ШТ-8 фиксирует регрессивный этап. Прибрежная зона с терригенным осадконакоплением охватывает северную часть Денисовской впадины. Супралиторальные обстановки в мелеющем палеобассейне' занимали значительные территории. На окраине платформы существовали благоприятные условия для формирования рифовых массивов.

Девятая (пражская) и десятая (эмская) секвенции характеризуются минимальной площадью осадконакопления, что связано как с особенностями осадконакопления, так и с последующим предсреднедевонско-предтиманским размывом. Несмотря на небольшие мощности и площадь распространения в строении секвенций выделяются трансгрессивные и высокостоящие системные тракты. В Т5Т-9 на территории ВАСЗ преобладают прибрежные обстановки с терригенным осадконакоплением и литоральные. В ШТ-9 - литоральные и супралиторальные. Вверху фиксируется отчетливое обмеление. На окраине платформы в ШТ-9 формировались рифовые комплексы. В зарифовых фациях выделяется прибрежная зона, расположенная в самой восточной части Верхнепечорской впадины.

В ТБТ-Ю й в ШТ-10 преобладали литоральные и супралиторальные обстановки. Рифовые массивы на краю платформы преобретают характер прибрежных органогенно-аккумулятивных построек.

Таким образом, результаты сейсмостратиграфического анализа с использованием секвенсстратиграфических моделей являются основой для прогноза литофаций в ордовикско-нижнедевонском карбонатном комплексе. Процесс осадконакопления подразделяется на этапы, овеществленные в секвенциях, каждая из которых характеризуется наступлением моря, усилением трансгрессии, фазой максимального затопления территории и последующей регрессией, в конце которой фиксируется полное осушение территории. В едином трансгрессивно-регрессивном ордовиксхо-нижнедевонском цикле осадконакопления выделяется 10 этапов, различающихся обширностью трансгрессий, скоростями погружением дна палеобассейна, вариациами климата и, как следствие, различиями в распространении литофаций.

Глава 7. Выделение зон нефтегазонакопления в ордовикско-нижнедевонском комплексе.

Под зоной нефтегазонакопления (ЗНГН), согласно определению В.В.Самсонова, Б.А.Лебедева (1986), автором понимается система ловущек, выделяемых в пределах гидродинамически изолированного интервала разреза, характеризующаяся общим механизмом аккумуляции углеводородов.

Анализ выявленных к настоящему времени локальных объектов показал, что в ордовикско-нижнедевонском НГК преобладают ловушки

антиклинального (сводового) типа. Примерно одна треть из них относится к чисто антиклинальным. Большая часть ловушек является сводовыми с тектоническим экраном.

Согласно данным Л.А.Анищенко, ЛДАминова, В.А. Дедеева и др. (1994) в ордовикско-нижнедевонском комплексе формирование залежей происходило только за счет автохтонных УВ.

Породы-коллекторы связаны по данным Н.В.Танинской (1988, 1991) исключительно с известняками и вторичными доломитами органогенными или' органогенно-обломочными, формирующимися в мелководно-морских условиях зоны верхней сублиторали, где существовали благоприятные условия для образования различных органогенных построек (ОП) (карбонатных банок, биостромов и биогермов) и накопления продуктов их разрушения. Наиболее мощные ОП (до 160м) формировались в третьей, четвертой и пятой секвенциях (в ШТ-З, Н8Т-4, Т5Т-5) в период максимума трансгрессии всего ордовикско-нижнедевонского цикла осадконакопления. С этими ОП связано образование высокоемких коллекторов порового, реже порово-трещинного типа. Открытая пористость в них достигает 25%, поровая проницаемость 3-200 и более мО, трещинная проницаемость 1 -6 мБ.

Зоны развития высокоемких коллекторов занимали в третьей и четвертой секвенциях (ШТ-З, НБТ-4) территории западной части Верхнепечорской впадины, юга Печоро-Колвинского авлакогена, центральной и восточной части Хорейверской впадины, внешнего борта Предуральского прогиба. В пятой секвенции (ТБТ-5) высокоемкие коллекторы могут быть встречены на территории Денисовского прогиба, центральной части Верхнепечорской впадины, восточной части Ижма-Печорской впадины и вершинной части Большеземельского палеосвода.

По мере уменьшения в разрезе мощностей ОП уменьшается и доля высокоемких коллекторов. В начально-трансгрессивную фазу развития палеобассейна (средне-позднеордовикские отложения) и в заключительную регрессивную фазу развития (поздний силур - ранний девон) формировались только средне- и низкоемкие коллектора порово-трещинного и трещинно-порового типа, с открытой пористостью 2-11%, поровой проницаемостью 0,001-5 мБ, трещинной проницаемостью 1-17 мО. Зоны развития этих, коллекторов охватывают территории Колвинского мегавала, восточного борта Денисовской впадины, центральной части Верхнепечорской впадины, восточного борта Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинскую структурную зону в седьмой секвенции (ШТ-7) и восьмой секвенции (ТБТ-8). В среднем-верхнем ордовике (секвенции-1 и 2) зоны развития среднеемких коллекторов более широкая н охватывает территорию Денисовского прогиба, Колвинского мегавала, Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинской структурной зоны и внешнего борта Предуральского прогиба.

Таким образом, на основе выявленной этапности развития палеобассейна, связанной с относительными изменениями уровня моря, устанавливается определенная закономерность в распределении коллекторов. Коллектора приурочены к фациальной зоне верхней сублиторали, площадь развития которой находится в прямой зависимости от относительных изменений уровня моря.

Покрышками для коллекторов ордовика-нижнего девона являются: глинистые отложения тиманского горизонта верхнего девона, имеющие региональное распространение, глинистые отложения бийского горизонта

среднего девона, распространенные на отдельных участках ПКА, глинистые отложения овинпармского горизонта нижнего девона, локально распространенные в пределах Колвинского мегавала, а также зонально распространенная терригенно-сульфатно-карбонатная пачка хорейверской свиты верхнего ордовика.

Основой прогнозирования зон нефтегазонакопления (ЗНГН) является выявленная связь цикличности строения разреза с интервалами развития коллекторов и распределением известных залежей УВ в ордовикско-нижнедевонском комплексе.

Анализ распределения нефтегазоносности в ордовикско-нижнедевонском комплексе по всей территории ТПП показал, что наиболее благоприятная ситуация для существования залежей УВ для всего ордовикско-нижнедевонского НГК наблюдается в тех случаях, когда пласты-коллекторы максимально приближены к региональной покрышке тиманского горизонта, отсутствует или имеет небольшую мощность промежуточная (рассеивающая) толща (полупокрышка). При большой мощности рассеивающей толщи залежи не образуются или образуются мелкие. Локальные покрышки контролируют только редкие мелкие залежи. Исходя из имеющихся данных о распределении и характере рассеивающих толщ, распределении коллекторов и покрышек дается прогноз ЗНГН.

Зона выхода пород-коллекторов нижнего силура, непосредственно под региональную покрышку тиманского горизонта занимает вершину Большеземельского палеосвода. Коллекторы последовательно выходят под поверхность размыва. Здесь открыто 14 мелких и мельчайших месторождений, 1 крупное и прогнозируется открытие мелких нефтяных месторождений на глубинах 3000-3800м.

Восточный борт Хорейверской впадины и ее продолжение в акваторию Печорского моря - зона выхода под тиманскую покрышку средне-низкоемких коллекторов нижнего девона (в ТБТ-8). В этой зоне на суше открыто 3 месторождения, два из которых крупные. В акватории Печорского моря прогнозируется открытие нефтяных месторождений на глубинах 3800-4200м.

На всей остальной обширной территории ТПП развита рассеивающая толща (полупокрышка) различной мощности, и породы-коллекторы могут экранироваться только локальными покрышками.

В Лаявожской ЗНГН породы-коллекторы нижнего силура (в ТБТ-5) выходят под локальную покрышку байского горизонта. Здесь открыто одно непромышленное газоконденсатное месторождение. Глубины 4400-4800м.

В Сорокинской ЗНГН породы-коллекторы овинпармского горизонта перекрываются рассеивающей толщей сотчемкыртинского горизонта и выше глинистой покрышкой тиманского горизонта. В южной части вала Сорокина при минимальных мощностях рассеивающей толщи и наличии высокоамплитудных структур существуют средние по запасам месторождения. В северных частях Варандей-Адзьвинской структурной зоны и на ее продолжении в акваторию Печорского моря увеличивается мощность толщи сотчемкыртинского горизонта. Здесь прогнозируется открытие мелких и мельчайших нефтяных залежей в коллекторах нижнего девона. Коллектора верхнего силура входят в состав единых верхнесилурийско-нижнедевонских залежей. Глубины залегания 3500-4000м.

Значительно менее перспективной представляется территория западного борта Хорейверской впадины и ее морское продолжение.

Здесь выделяется Возейско-Усинская ЗНГН. Коллектора хатаяхинской свиты нижнего девона экранируются локальной покрышкой бийского горизонта среднего девона, выше залегают кедровско-омринско-колвинские отложения, содержащие залежи нефти. В этой зоне небольшая залежь в нижнем девоне обнаружена на Возейском месторождении. Усинская структура по нижним горизонтам осадочного чехла еще требует доизучения. Здесь прогнозируется открытие мельчайших по запасам нефтяных залежей на глубинах 3000-3800м.

Северо-западная часть Хорейверской впадины и ее сочленение с Колвинским мегавалом выделяется в Инзырейско-Ханчаргинскую ЗНГН и продолжается в акваторию Печорского моря. Здесь коллектора низов хатаяхинской свиты перекрываются локальной покрышкой - вышезалегающей глинистой пачкой нижнего девона. Выше наблюдается отсутствие отложений среднего девона, но развиты песчаники верхнего девона (яранско-джьерские), являющиеся коллекторами. В связи с распространением только локальной покрышки прогнозируются мелкие и мельчайшие по запасам нефтяные месторождения на глубинах 4000-4500м.

Для низко-среднеемких коллекторов среднего-верхнего ордовика покрышкой являются отложения терригенно-сульфагно-карбонатной пачки хорейверской свиты. Наличие промежуточной рассеивающей толщи между коллекторами усть-зыбского горизонта и покрышкой резко уменьшает вероятность обнаружения залежей на большей части территории ТПП. Выделяется Макариха-Салюхинсхая ЗНГН с установленной нефтеносностью на Средне-Макарихинской структуре. Прогнозируется открытие залежей в высокоамплитудных структурах Воркутинской ЗНГН, а также на валу Сорокина и его морском продолжении, вале Гамбурцева и Сарембой-Леккеягинском валах на глубинах более 4км.

Заключение

Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему:

1. Обобщены данные о литостратиграфическом и циклическом строении разреза ордовика-нижнего девона, что позволило представить геологическую информацию в виде секвенсстратиграфичесхих моделей.

2. Обоснована возможность использования секвенсстратиграфичесхих моделей для интерпретации волнового сейсмичесхого поля ордовиксхо-нижнедевонского интервала разреза.

3. Проведено детальное изучение волнового сейсмического поля методами сейсмофациального анализа по каркасной сети региональных профилей, а также на отдельных площадях (на месторождениях центральной части Хорейверской впадины, ее западного и восточного бортов, в том числе Верхневозейском, им.Р.Требса, им.А.Титова).

4. Определены возможности картирования высокоемких коллекторов, связанных с органогенными постройками, методами современной сейсморазведки.

5. Показана возможность выделения и картирования зон тектонической трещиноватости и тектонических нарушений малой амплитуды методами сейсморазведки на примере локальных площадей местрождений им.Требса и Верхневозейского.

6. Детализирована модель развития обстановок осадконакопления ордовикско-нижнедевонского палеобассейна. Прослежена эволюция раннепалеозойсхого бассейна, связанная тесным образом с изменениями уровня моря и вертикальными движениями земной коры.

7. Установлена закономерная связь развития коллекторов в разрезах ордовика-нижнего девона со строением секвенций. Определена фациальная приуроченность зон-коллекторов различных типов.

8. Выделены зоны нефтегазонакопления с установленной и прогнозируемой нефтегазоносностью, на основе полученных данных о распределении зон-коллекторов, локальных и региональных покрышек, а также выявленной закономерности в распределении залежей УВ в отложениях ордовика - нижнего девона.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Сравнительная оценка эффективной емкости нефтегазоносных резервуаров по сейсмическим данным в условиях Севера Тимано-Печорской провинции и акватории Баренцева моря//Международная конференция по потенциалу нефти и газа в Баренцевом и Карском морях и прилегающей суши. Мурманск, 1992. Соавторы: Коц В.Г., Гусарова Л.В., Иванцов Ю.Ф., Литвиненко Е.Р., Ростовцев В.Н., с.6.

2. Зоны сочленения стабильных и мобильных геоблоков Тимано-Печорской провинции - новый высокоперспективный объект поисков углеводородов//Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность (Тез. докл.). С.-Петербург, 1994.-С.95-96. Соавторы: Макаревич В.Н., Танинская Н.В.

3. Секвенсстратиграфия силурийских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции/Щоиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море.-СПб., 1994.-С.191-197. Соавторы: Танинская Н.В., Лазарев Д.К.

4. Секвенсстратиграфия силура Тимано-Печорской провинции //Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов. (Тез. докл.).-С.-Петербург,

1994. -с.101. Соавторы: Танинсхая Н.В., Лазарев Д.К.

5. Возможности сейсморазведки МОГТ в секвенсстратиграфических исследованиях силурийского карбонатного комплекса Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции//Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (Тез. докл.).-С.-Петербург, 1995.-с.25

6. Секвенсстратиграфия верхнеордовикско-силурийской карбонатной платформы Тимано-Печорской провинции//Секвенсстратиграфия нефтегазоносных бассейнов России и стран СНГ (Тез. докл.).-С.-Петербург,

1995.-c.30. Соавторы: Танинская Н.В., Лазарев Д.К

7. Условия формирования карбонатных коллекторов нижнего силура севера Тимано-Печорской провинции//Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. (Тез.докл.).-СПб, 1995. -с.8б. Соавтор: Танинская Н.В.

8. Закономерности размещения карбонатных коллекторов в отложениях верхнего ордовика и силура Тимано-Печорской провинции//Геология и минеральные ресурсы южных районов республики Коми (Тез. докл.).-Сыктывкар, 1996, - с.76. Соавторы: Танинская Н.В., Лазарев Д.К.

9. Секвенсстратиграфия ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса Печоро-Баренцевоморского региона//Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море (Тез. докл.). -СПб, 1996.-c.84. Соавторы: Танинская Н.В., Лазарев Д.К„ Маргулис Е.А,

10. Тектоника и перспективы нефтегазоносности верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса на севере ТПП по материалам каркасной сети региональных сейсмопрофилей//Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Доклады, том I, СПб, 1996, -с.110. Соавторы: Коц В.Г., Иванцов Ю.Ф., Петрова И.П., Смирнова Г.Л.

11. Сейсмостратиграфическая модель каледонских осадочных формаций Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции//Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. Доклады, том И, СПб, 1996, -с.59-63.

12. История развития Тимано-Баренцевоморского региона в ордовике, силуре и раннем дсвоне//Малоизученные нефтегазоносные комплексы Европейской части России (прогноз нефтегазоносности и перспективы освоения).(Тез.докл.).- М., 1997, -с.97-98. Соавторы: Коц В.Г., Танинская Н.В., Маргулис Е.А.

13. Conditions of Forming and Distribution of Biogenic Carbonate Reservoirs Within Upper Ordovician and Silurian Depositional Sequences, Timan-Pechora Basin, Russia. AAPG Hedberg Research conference. "Carbonate Reservoirs of the World. Problems, Solution and Strategies for the Future", Pau, France., 1996, p.l 16-119. With Kots V.G., Taninskaya N.V, Lazarev D. К

14. The sequencestratigraphy and evalution of the Timan-Pechora sedimentational paleobasin in Ordovician and Silurian. Abstracts of 30th Intern. Geol. Congress, Aug. 1996, Beijing, China, p.331. With Kots V.G., Taninskaya N.V., Lazarev D.K.

Подл, к печати 0<i .08.97г. Зак. 602. .Тир.ЮО.Объем 1.0уч.изд.л. Ризограф, С.-Петербург, Инженерная ул.З.