Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Строение и условия формирования нижнекаменноугольных коллекторов углеводородов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

ВАК РФ 25.00.06, Литология

Автореферат диссертации по теме "Строение и условия формирования нижнекаменноугольных коллекторов углеводородов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна"

На правах рукописи

Ж'

ЕРЕМЕНКО Нина Михайловна

СТРОЕНИЕ И УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ КОСЬЮ-РОГОВСКОЙ и КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИН ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА

Специальность: 25.00.06 - Литология

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

-1 ИЮП

Санкт-Петербург - 2015

005570298

005570298

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

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор геолого-минералогических наук, Шишлов Сергей Борисович

Мизенс Гунар Андреевич - доктор геолого-минералогических наук, институт геологии и геохимии им. Академика А.Н. Заварицкого УрО РАН, главный научный сотрудник

Рябчук Дарья Владимировна - кандидат геолого-минералогических наук,

Всероссийский научно-исследовательский геологический институт им. А.П. Карпинского (ФГУП «ВСЕГЕИ»), зав. отделом региональной геоэкологии и морской геологии

Федеральное государственное автономное

учреждение высшего профессионального

образования «Казанский (Приволжский)

федеральный университет» (ФГАОУ ВПО КФУ)

Защита диссертации состоится «28» августа 2015 г. в II00 часов на заседании диссертационного совета Д 216.008.01 при Федеральном государственном унитарном предприятии «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» по адресу: 191014, г. Санкт-Петербург, Литейный пр., д. 39, зал заседаний Учёного совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУП «ВНИГРИ» и на сайте http://vnigri.spb.ru.

Автореферат разослан «16» июня 2015 г.

Учёный секретарь диссертационного совета кандидат геолого-минералогических наук

V

А

Григорьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нижнекаменноугольные отложения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна являются перспективным объектом при поисках месторождений углеводородного сырья (Прищепа, 2008). Проблемам их геологии и нефтегазоносности посвящены многочисленные публикации и фондовые отчёты Т.К. Баженовой, Н.В. Беляева, В.А. Дедеева, А.И. Елисеева, В.Н. Макаревича, В.В. Юдина, В.А. Чермных и др. Однако закономерности пространственно-временных изменений нижнего карбона этого региона установлены только в самых общих чертах. Эту ситуацию отражает крайняя схематичность существующих палеогеографических карт (Тимано-Печорский..., 2000). Серьезные проблемы возникают при корреляции частных разрезов на биостратиграфической основе, что обусловлено тафономическими и экологическими факторами.

Для повышения эффективности прогноза и поисков месторождений углеводородов представляется актуальным выполнить структурно-генетический анализ нижнекаменноугольных отложений Коротаихинской и Косью-Роговской впадин, которые являются наиболее перспективными нефтегазоносными объектами региона и привлекают пристальное внимание недропользователей.

Цель работы: выявление особенностей строения нижнего карбона Косью-Роговской и Коротаихинской впадин, связанных с эволюцией обстановок осадконакопления, и выделение перспективных объектов для поисков углеводородов.

Основные задачи исследования:

- литолого-генетическая типизация пород и реконструкция условий накопления установленных литологических комплексов;

выявление региональных трансгрессивно-регрессивных последовательностей литологических комплексов и выполнение по ним детальной корреляции частных разрезов;

определение пространственно-временной локализации коллекторов углеводородов на основе анализа литолого-генетических профилей и палеогеографических схем для узких временных интервалов;

- выявление особенностей строения и морфологии коллекторов, анализ показателей нефтегазоносности, уточнение оценки ресурсов.

Фактический материал собран автором в 2008-2012 гг. при выполнении исследований по тематическим планам ФГУП «ВНИГРИ», ЗАО «Поляргео» и стажировки в ООО «Газпром ВНИИГАЗ»-«СеверНИПИгаз» (рисунок 1).

Рисунок 1. Карта

фактического

материала

1-разрезы нижнего карбона, изученные автором; 2 - разрезы нижнего карбона, составленные по материалам фондовых отчётов и публикаций

Спбирчата-Яха

:кв Рнфовая-

Талота

гамылькская-1

,скв Хавлейская-1

Пал 11 мейская-6.

скв Ярвожская-

скв Юньягинская-

Верхнероговская-1

а/ ч г

скв Перист ннская-12^~"7

скв Юньяхннская-

Харутамылькская-1

.скв Лемвинская-

скв Кочмссская-3

р. Шарью (в П/Г скв г |опар"^кая-х /уУ

( /*Р Шарью (С В ) Инп1нская-|7:

) / / /^скв Интмнская-!^ У /

ч] х/ /г ©СКВ Кожнм-У /

/I У / ,. /* Р Мнсснссплпка

/ I / скв Кожи м-1 /*

\ I ) у' ¿У р В Налота"

1 I / ] ^^^ V Кожнм /^"Ат/"

) 11 7 Г ""СМВа

| р И и.ян'

Суммарная мощность разрезов, описанных по естественным обнажениям и керну скважин, составляет около 3 км. Кроме того, использованы описания керна 20 скважин и 15 обнажений из фондовых отчетов ФГУП «ВНИГРИ», Коми научный центр УрО РАН и др.

Автором выполнены исследования около 500 шлифов. Коллекторские свойства пород определены в 155 образцах сотрудниками ФГУП «ВНИГРИ» - Д.В. Тихомоловым и Ю.А. Муравьевой. Биостратиграфические исследования проведены A.B. Журавлевым (конодонты), А.И. Николаевым и Я.А. Вевель (фораминиферы), Д.Б. Соболевым (остракоды).

Методика исследования. В основу работы положена методика структурно-генетического анализа. При этом реализованы следующие операции:

- по многократно воспроизводящимся сочетаниям первичных признаков пород (вещественный состав, структуры, текстуры, включения, ихнофоссилии, органические остатки) выделены литолого-генетические комплексы, реконструированы обстановки осадконакопления и сделано заключение о трансгрессивной или регрессивной направленности их эволюции.

во всех разрезах проведен анализ вертикальных последовательностей литолого-генетических комплексов, построены кривые колебания уровня моря, которые использованы для региональной корреляции, верифицированной палеонтологическим методом.

составлена серия литолого-генетических профилей и палеогеографических схем, анализ которых обеспечил выявление особенностей строения нижнего карбона.

- выполнен анализ фильтрационно-ёмкостных свойств литолого-генетических комплексов, установлены строение, морфология и особенности локализации коллекторов углеводородов.

Научная новизна.

1. Дана характеристика литолого-генетических комплексов пород, и разработаны модели их формирования.

2. Впервые построена кривая колебания уровня моря для нижнего карбона северной части Печорского бассейна и проведено её сравнение с эвстатической кривой (Нозз&Иозэ, 1988). Осуществлена детальная корреляция частных разрезов на циклостратиграфической основе.

3. Построенные литолого-генетические профили и серия палеогеографических схем уточняют представления о строении нижнего карбона региона.

Практическое значение. Достоверность прогноза нефтегазоносности слабоизученных территорий Косью-Роговской и Коротаихинской впадин обеспечивают установленные особенности строения и морфологии нижнекаменноугольных коллекторов, разработанные седиментологические модели их формирования, выделенные зоны вероятного распространения, уточненные локализованные ресурсы и обозначенные наиболее перспективные поисковые объекты.

Основные результаты исследований вошли составной частью в отчёты по Государственным контрактам: №АМ-02-34/36 от 26.08.2010 и №К.41.2012.004 от 11.03.2012. Предложения по бурению параметрической скважины Нижнесарембойская-1 в Коротаихинской впадине включены в проект программы ГРР на 2015-2020 гг. (№18/375-пр от 03.07.2014).

Защищаемые положения:

1. Следы 18 трансгрессивно-регрессивных колебаний уровня раннекаменноугольного Печорского моря, установленные по последовательностям литолого-генетических комплексов пород, обеспечивают детальную региональную корреляцию разрезов. Наиболее ярко проявлены черепетский, михайловский, стешевский трансгрессивные и радаевский, венёвский, протвинский регрессивные максимумы.

2. В раннекаменноугольную эпоху вдоль бровки терригенно-карбонатного шельфа Печорского бассейна располагались отмели двух типов: «полярноуральского» (биогермы, окруженные детритовыми и оолитовыми валами) и «пайхойского» (системы

детритовых валов, разделенных впадинами с низкой гидродинамикой).

3. Основными нижнекаменноугольными коллекторами углеводородов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин являются венёвско-протвинские детритовые известняки динамичного мелководья, образующие лентовидные тела, простирающиеся вдоль береговой линии, и тульско-протвинские известняки обломочных шлейфов внешних отмелей, образующие конусовидные тела.

Апробация работы. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе 3 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК Минобрнауки России. Результаты исследования доложены на 11 конференциях и совещаниях: «Цитологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности» (Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2008); «Эволюция взглядов на геологию и нефтегазоносность Тимано-Печорской Провинции» (Ухта, 2008); «Проблемы стратиграфии каменноугольной системы» (Киев, 2008); LIV сессия Палеонтологического общества, «Геобиосферные события и история органического мира» (Санкт-Петербург, ВСЕГЕИ, 2008); «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2008); «Верхний палеозой России: стратиграфия и фациальный анализ» (Казань, 2009); XV Геологический съезд Республики Коми (Сыктывкар, 2009); «Ленинградская школа литологии» (Санкт-Петербург, 2012); «Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа Севера Европейской части России» (Санкт-Петербург, ВНИГРИ, 2012); VII Всероссийское литологическое совещание (Новосибирск, 2013); «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2013).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. В первой главе приведена геологическая характеристика района исследования с рассмотрением вопросов стратиграфии, тектоники, палеогеографии и нефтегазоносности. Вторая глава посвящена основным методам исследования и объёму выполненных работ. В третьей главе описана литолого-генетическая типизация пород, рассмотрены механизмы

формирования латеральных и вертикальных последовательностей литолого-генетических комплексов, а также рассмотрены особенности строения нижнекаменноугольных отложений Косью-Роговской и Коротаихинской впадин. Эволюция палеогеографических ситуаций в нижнекаменноугольное время показана в главе четвертой. В главе пятой охарактеризованы закономерности распространения резервуаров в карбонатных комплексах, приведены уточнённые ресурсные оценки структур в пределах Коротаихинской и Косью-Роговской впадин и определены первоочередные поисковые объекты.

Работа изложена на 175 страницах, включая 68 рисунков, 4 таблицы и 1 приложение. Список использованной литературы содержит 153 источника.

Благодарности. Работа выполнена под руководством С.Б. Шишлова, которому автор выражает искреннюю признательность за научное руководство и всестороннюю помощь при подготовке работы. Большую роль в становлении автора как специалиста сыграл A.B. Журавлёв (ЗАО «Поляргео»), без постоянной поддержки которого выполнение данной работы было бы невозможно. Автор благодарен зав.отделом ФГУП «ВНИГРИ» Т.В. Дмитриевой за практическую помощь в проведении лабораторных работ и зав.отделом ФГУП «ВНИГРИ» A.A. Отмас за научные консультации и советы. Выражаю искреннюю признательность за интерес к исследуемой проблеме, участие в обсуждении ряда литологических, стратиграфических, нефтегазогеологических вопросов и критические замечания В.Н. Макаревичу, Я.А. Вевель, Е.В. Сокиран, A.B. Даниловой (ФГУП «ВНИГРИ»), В.П.Матвееву, И.В. Таловиной, М.Г. Цинкобуровой, P.A. Щеколдину, ЕД. Михайловой (Горный университет).

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ИХ ОБОСНОВАНИЕ

1. Следы 18 трансгрессивно-регрессивных колебаний уровня раннекаменноугольного Печорского моря, установленные по последовательностям литолого-генетических комплексов пород, обеспечивают детальную региональную корреляцию разрезов. Наиболее ярко проявлены черепетский, Михайловский, стешевский трансгрессивные и радаевский, венёвский, протвинский регрессивные максимумы.

Анализ вещественных, структурных и текстурных характеристик пород позволил установить 30 литолого-генетических комплексов. Среди карбонатных (с), терригенных (t) и глинисто-кремнистых (s) пород представлены алевро-пелитовая (А), алтернитовая — чередование псаммитовых и алевро-пелитовых слойков (В) и псаммито-псефитовая (С) группы. Интерпретация признаков литолого-генетических комплексов позволила идентифицировать их с зонами профиля Ирвина (Irwin, 1965): X (низко динамичная глубоководная), У (высокодинамичная мелководная) и Z (низкодинамичная мелководная). Породам биогермно-отмельного комплекса присвоен индекс S.

Краткая характеристика доминирующих в разрезах карбонатных литокомплексов приведена в таблице 1.

Таблица 1

Карбонатные литолого-генетические комплексы нижнего карбона Косью-Роговской и _Коротаихинской впадин_

Индекс Краткая характеристика Условия формирования

ZB-Ic Последовательность глинисто-пелитоморфно-тонкодетритовых циклитов, с гранулометрическим максимумом в средней части. Вверх по разрезу доля детритовых разностей, а глинисто-пелитоморфных -сокращается Подвижное мелководье лагуны. Трансгрессия

гв-пс Как и 2В-1с, состоит из глинисто-пелитоморфно-тонкодетритовых циклитов, но здесь, к верху, доля глинисто-пелитоморфной составляющей увеличивается Подвижное мелководье лагуны. Регрессия

УС-1с Внизу известняки тонкодетритовые. Выше - мелко-среднедетритовые, с пологоволнистой текстурой. Вверху - пелитоморфные с горизонтальной текстурой Баровое поле. Трансгрессия

УС-Нс Внизу известняки, тонко-мелкодетритовые. К верху их сменяют известняки среднедетритовые, с волнистой текстурой Баровое поле. Регрессия

УВ-1с Волнистое чередование среднедетритовых и тонкодетритовых известняков. К верху размер форменных элементов уменьшается. В прикровельной части прослои глинисто-карбонатного материала Отрытое подвижное мелководье. Трансгрессия

УВ-Нс Волнистое чередование тонко-мелкодетритовых и пелитоморфных известняков. Вверх по разрезу увеличивается содержание детрита и снижается количество глинистого материала Отрытое подвижное мелководье. Регрессия

ХА-1с | Пелитоморфные известняки с редкими радиоляриями и кремнистыми спикулами. У основания и у кровли прослои аргиллитов кремнистых Глубоководный шельф. Трансгрессивно-регрессивная фаза

ХС-1с Последовательность градационных циклитов, сложенных в нижней части известняковой конглобрекчией, а в верхней - известняками мелкодетритовыми, литобиокластическими. Вверх по разрезу мощность нижней части циклитов снижается, а верхней - увеличивается Периферия отмели. Трансгрессия

ХС-Нс Как и ХС-1с состоит из градационных циклитов, но здесь, снизу вверх, увеличивается размер частиц и мощность нижней части циклитов Периферия отмели. Регрессия

УСв-1с Известняки водорослевые с средне-мелкодетритовыми прослоями, количество и мощность которых сокращаются снизу вверх Биогерм. Трансгрессия

УВв-1с Последовательность пелитоморфно-мелкодетритовых циклитов с гранулометрическим максимумом в средней части. У кровли циклитов колонии кораллов, количество которых увеличивается вверх по разрезу. Подводный детритовый вал. Трансгрессия

YBS-IIc Последовательность циклитов, нижнюю часть которых образует линзовидное чередование пелитоморфных известняков, а верхнюю - мелкодетритовые известняки с пологоволннстой текстурой. Вверх по разрезу размер и количество детрита увеличиваются Подводный детритовый вал. Регрессия

YBS-IIIc Последовательность циклитов, нижнюю часть которых образуют известняки оолитовые, а верхнюю пелитоморфные. Доля последних увеличивается к вверху Подводный оолитовый вал. Трансгрессия

YBS-IVc Как и УВ8-Шс образован карбонатными циклитами, но здесь вверх по разрезу происходит увеличение доли оолитовых элементов Подводный оолитовый вал. Регрессия

ZAS-Ic Внизу известняки тонкодетритовые, с линзовидными прослоями известняков мелкодетритовых. Вверху известняки водорослево-сгустковые Межваловая впадина. Трансгрессия

ZAS-IIc Внизу известняки пелитоморфные массивные, вверху мелко-тонкодетритовые, с пологоволнистой текстурой Межваловая впадина. Регрессия

Анализ последовательностей комплексов в частных разрезах позволил установить следы трансгрессивно-регрессивных циклов седиментации (рисунок 2). На этой основе выполнена региональная корреляция и установлено, что в нижнем карбоне проявилось 18 колебаний уровня моря (рисунок 3), которые по стратиграфическому объёму близки горизонтам Западного склона Урала и ВосточноЕвропейской платформы. Соотношение выделенных циклов и горизонтов определено биостратиграфическим методом.

Показано, что выявленные нами изменения уровня моря Печорского палеобассейна в общих чертах соответствуют эвстатической кривой Ross & Ross (Alekseev et al., 1996). Отмечено полное совпадение цикличности для нижнетурнейского и верхневизейского подъярусов. Для верхнего турне установлено расхождение в трансгрессивно-регрессивных последовательностях -здесь, нами выделен дополнительный 8 цикл, соответствующий объёмам верхней части косьвинского горизонтов. Кривая колебания уровня моря для серпуховского века близка к эвстатической только по общей трансгрессивно-регрессивной тенденции, однако ни по морфологии, ни по количеству циклов не совпадает. Эти

несовпадения, вероятно, связаны с региональными тектоническими движениями.

северо-востока Печорского палеобассейна с эвстатической кривой Ross & Ross (1988)

При этом можно констатировать эвстатическую природу наиболее ярко проявленных трансгрессивных максимумов 5 (черепетского), 13 (михайловского), 16 (стешевского) и регрессивные максимумы 9 (радаевского), 14 (венёвского), 17 (протвинского) циклов.

2. В раннекаменноугольную эпоху вдоль бровки терригенно-карбонатного шельфа Печорского бассейна располагались отмели двух типов: «полярноуральского» (биогермы, окружённые детритовыми и оолитовыми валами) и «пайхойского» (системы детритовых валов, разделённых впадинами с низкой гидродинамикой).

Анализ вертикальных и латеральных последовательностей литолого-генетических комплексов позволил установить три варианта ландшафтных систем (рисунок 4).

а

б

ИРНЬРЕЖНМЙ МЕЛКОВОДНЫЙ ШЕЛЬФ

ВНУТРЕННИЙ МУКОКОВОДНЫЙ ШЕЛЬФ

в

НРНкР! 7КНМЙ МЕЛКОВОДНЫЙ ШЕЛЬФ

ОТМЕЛЬ "ПОДЯРНО-

ВН> ГРИШИН Г.1>Ы>К(>ВОЛ11Ь1Й ШЕЛЬФ

КОН1ННЕН1 Ч.1Ы1МЙ

( клон

Рисунок 4. Основные типы латеральных последовательностей ландшафтов раннекаменноугольного Печорского бассейна и продуцируемые ими литолого-генетические комплексы. Условные обозначения см. на рисунке 2.

Первая вариация ландшафтов (рисунок 4а), с карбонатным осадконакоплением, существовала в пределах Косью-Роговской впадины в верхневизейско-серпуховское время (циклы 11-18). Её отличительной особенностью (рисунок 5) является наличие удалённой от берега отмели «полярноуральского» типа, формирование которой связано с развитием водорослевых построек на бровке шельфа.

Рисунок 5. Удалённые от берега отмели «полярноуральского» типа а - идеальная трансгрессивно-регрессивная последовательность литокомплексов, б - модель функционирования седиментационной системы. Условные обозначения см. на рисунке 2.

Рисунок 6. Удалённые от берега отмели «пайхойского» типа

а - идеальная трансгрессивно-регрессивная последовательность литокомплексов, б - модель функционирования седиментационной системы. Условные обозначения см. на рисунке 2.

Во время трансгрессии они образовывали крупные положительные формы рельефа (УС8-1с), в отмелых тыловых частях которых под действием волнений возникали системы детритовых (УВ8-1с и УВ8-Пс) и оолитовых (УВБ-Пс и УВв-ГУс) валов. Регрессия приводила к размыву большей части биогерма и образованию тыловых и фронтальных обломочных шлейфов (ХС-1с, ХС-Пс).

Вторая ландшафтная вариация (рисунок 46) реализовывалась на территории Коротаихинской впадины в течение всего раннего карбона. При этом крупные органогенные постройки отсутствовали, а вместо них были развиты отмели «пайхойского» типа (рисунок 6). Они представляли собой детритовые валы (УВБ-1с, УВЗ-Нс), разделённые мелководными впадинами с низкой гидродинамикой, где происходило накопление микритовых и тонкодетритовых карбонатов типа гА8-1с и гАБ-Пс, а дно активно заселял бентос. На трансгрессивных этапах размер детритовых валов сокращался, а разделяющие их низкодинамичные зоны расширялись. Падение уровня моря приводило к образованию множества детритовых форм, их частичному размыву, и к сокращению площади низкодинамичных межваловых депрессий.

Третья ландшафтная вариация (рисунок 4в) существовала в позднетурнейско-ранневизейское время в пределах Косью-Роговской впадины и связана с преобладанием терригенного осадконакопления на фоне общей регрессии. В это время у бровки шельфа в фотической зоне формировался биогермно-отмельный комплекс «полярноуральского» типа.

Взаимное расположение, конфигурацию и особенности эволюции ландшафтов шельфа раннекаменноугольного Печорского бассейна отражает серия палеогеографических схем, составленных для узких интервалов геологического времени, соответствующих максимумам трансгрессий и регрессий (рисунок

7).

3. Основными нижнекаменноугольными коллекторами углеводородов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин являются венёвско-протвинские детритовые известняки динамичного мелководья, образующие лентовидные тела, простирающиеся вдоль береговой линии, и тульско-протвинские известняки обломочных шлейфов внешних отмелей, образующие конусовидные тела.

Определения фильтрационно-ёмкостных характеристик основных групп литолого-генетических комплексов (таблица 2) позволила установить, что 55 % образцов обладают проницаемостью ниже одного миллидарси, имеют пористость менее 5,5 %, и относятся к V и VI классам карбонатных коллекторов.

Наилучшими коллекторскими свойствами (IV класс) обладают литокомплексы аккумулятивных форм барового поля (УС) и конусов-выноса (ХС, ХВс, ХВэ). Здесь открытая пористость может достигать 15 %, а проницаемость более 8 мД.

Таблица 2

Средние значения пористости и проницаемости карбонатных литолого-генетических комплексов

Литокомплекс Петрофизические данные Данные ГИС

Коэффициент пористости (%) Количество измерений Коэффициент пористости (%)

УС 12,62 31 16,6

ХВэ 10,7 22 15,4

ХС/ХВс 8,77 17 7,50

гв 5,47 20 -

УВ 4.75 15 5,50

УВв 4,20 15 -

УСЭ 3,9 11 -

ХА 1,20 9 -

ХАс 0,90 15 2,05

Выполненные палеогеографические реконструкции позволяют предполагать существование нижнекаменноугольных коллекторов двух типов (рисунок 8): 1 - венёвско-протвинские, сложенные детритовыми известняками динамичного мелководья, имеющие

лентовидную форму и протягивающиеся вдоль Вашуткино-Талотинского надвига и гряды Чернышёва; 2 - тульско-протвинские, образованные известняками обломочных шлейфов внешних отмелей, которые слагают конусовидные тела в пределах восточных бортов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин.

Рисунок 8. Распределение значений коэффициентов пористости для пород, сформировавшихся в течение регрессивных максимумов черепетского (а), косьвинского (б), Михайловского (в), венёвского (г), стешевского (д) и протвинского (е) циклов. 1 - от 0 до 1 %, 2- от 1 до 3 %, 3- от 4 до 7 %, 4- от 8 до 10 %, 5-более 11 %

Сопоставление зон вероятного распространения коллекторов со схемой размещения локальных объектов нераспределённого фонда (ФГУП «ВНИГРИ») позволило уточнить ресурсные оценки структур в пределах Коротаихинской и Косью-Роговской впадин и определить первоочередные поисковые объекты (таблица 3).

В результате суммарные извлекаемые ресурсы нефти категорий Дг и Д1 по нижнекаменноугольным объектам Коротаихинской впадины оценены в 31,6 млн.т., локализованные ресурсы свободного газа - в 67,4 млрд.м3; извлекаемые ресурсы нефти категорий Сз нижнекаменноугольных объектов Косью-Роговской впадины — 13,7 млн.т., локализованные ресурсы свободного газа - 476,2 млрд.м3.

Таблица 3

Первоочередные поисковые объекты нераспределённого фонда Коротаихинской и

Косью-Роговской впадин Тимано-Печорской плиты

Структура Степень мучешюсти 1 & о с? ё а 3 £ | о 3 ^ к 5 Л {= « 5 е к 1 £ П о м 0 £2 5 ё о « С о о. и 5 к ¡3 о ! § 53 г 1 •е--е- г\ о Ресурсы Категория ресурсов

нгфщмлнл газа, м-трд. м3

геол. шел.

Коротаппнскпй НГР

Нпааесаремб ойская в 13,0 80 -4860 н 0,5 2349 0387 - Д2

13,0 80 -4876 г 0,7 - - 3,020 Д2

В осточно-Саватпнская в 6,5 1110 -3334 в 0,4 3,767 0,942 0.600 Д2

Севе ро-Савапга екая в 51,2 480 -3752 н 0.4 12,831 3208 2,193 Д2

Васьягпнская в 224,8 2400 -920 г 0,3 - - 41,953 ДО

224,8 2400 -680 н 0 Л 70,896 17,724 - Д2

Верхнесырьягвнская п 25 970 -1868 в 0.4 25.493 6373 Д1

Няжвесырьяг пвская в 11.6 880 -1672 в 0.4 10.731 2.683 - дг

Кочмесскпп НГР

Нерцетпнская-П п 124 180 -2015 н 0,5 53,476 13,369 сз

Ннтннско-Лемвансиш НГР

Средней ргптская в 16,5 330 -5002 г 0,4 - - 3,5183 Д1

Югьнырская в 14,3 1000 -1400 г 0,4 - - 3,4324 Д1

Сывьюская п 102.0 1850 -2340 г 0,4 - - 458,82 Д1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Обработка материалов, собранных автором при исследовании около 3 км разрезов по естественным обнажениям и керну скважин нижнего карбона Тимано-Печорской плиты в сочетании с данными фондовых отчётов, позволила установить 30 литолого-генетических комплексов пород и реконструировать их генезис.

На основе анализа вертикальных последовательностей литокомплексов построены кривые колебания уровня моря и осуществлена региональная корреляция частных разрезов. Установлено, что нижнекаменноугольные отложения Печорского бассейна сформировались в течение восемнадцати трансгрессивно-регрессивных циклов седиментации, которые идентифицируются на всей рассматриваемой территории. Их сравнение с кривой Ross & Ross показало, что черепетский, михайловский, стешевский трансгрессивные и радаевский, венёвский, протвинский регрессивные максимумы имеют эвстатическую природу и обладают высоким корреляционным потенциалом.

Составленные литолого-генетические профили и серия палеогеографических схем для узких интервалов геологического времени позволили описать три вариации ландшафтных систем терригенно-карбонатного шельфа раннекаменноугольного Печорского бассейна и показать, что у бровки шельфа, существовали цепочки отмелей «полярноуральского» (биогермы, окружённые детритовыми и оолитовыми валами) и «пайхойского» (системы детритовых валов, разделённых впадинами с низкой гидродинамикой)типов.

На основе интеграции результатов палеогеографических реконструкций и определений фильтрационно-ёмкостных характеристик литолого-генетических комплексов обосновано существование нижнекаменноугольных коллекторов

углеводородов двух типов. Первый образуют венёвско-протвинские детритовые известняки динамичного мелководья, слагающие лентовидные тела, протягивающиеся вдоль Вашуткино-Талотинского надвига и гряды Чернышёва. Второй - тульско-

протвинские известняки обломочных шлейфов внешних отмелей, которые образуют конусовидные тела в пределах восточных бортов Косью-Роговской и Коротаихинской впадин.

Полученные результаты обеспечивают повышение качества прогноза и уточняют ресурсные оценки нефтегазоносности слабоизученных территорий Косью-Роговской и Коротаихинской впадин.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

В печатных изданиях из перечня ВАК:

1. Дмитриева Т.В., Журавлев A.B., Николаев А.И., Еременко Н.М. Фациально-стратиграфическая модель девонско-каменноугольных отложений Коротаихинской впадины ТПП // Разведка и охрана недр. - 2011. - №4. - С. 22-27.

2. Еременко Н.М., Муравьёва Ю.А. Применение методов рентгеновской микротомографии для определения пористости в керне скважин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. T.7. - №3 - www.ngtp.ru/rub/2/35 2012.pdf

3. Дмитриева T.B., Еременко Н.М., Сокиран Е.В. Литофациальные и стратиграфические особенности доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса краевых мегапрогибов Тимано-Печорской плиты // Разведка и охрана недр. - 2014. - №10. - С. 27-30.

В других печатных изданиях:

4. Еременко Н.М. Структурно-генетический анализ верхнефранских-нижнетурнейских отложений реки Талота (гряда Чернова) // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 17-й научной конференции. Сыктывкар: Геопринт, 2008. С. 88-91.

5. Еременко Н.М., Вевель Я.А., Журавлев A.B. Интерфациальная корреляция морских раннетурнейских отложений севера Урала и востока Тимано-Печорской плиты — литостратиграфический подход // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. Сб. материалов научно-практической конференции. СПб: ВНИГРИ, 2008. С.600-605.

6. Еременко Н.М., Вевель Я.А., Журавлев A.B., Соболев Д.Б. Комплексное обоснование ягтыдинского горизонта на западном склоне севера Урала // Эволюция взглядов на геологию и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции. Материалы юбилейной научно-практической конференции, посвященной 70-летию ГУП PK ТП НИЦ. Ухта, 2008. С. 133-13 8.

7. Вевель Я.А., Еременко Н.М., Журавлев A.B. Корреляция малевско-черепетских (турнейский ярус) отложений Севера Уральско-Новоземельской складчатой области и Московской синеклизы биостратиграфическим и геоисторическим методами // Проблемы стратиграфии каменноугольной системы.

Материалы конференции, Киев: Ин-т геологических наук HAH Украины, 2008. С. 34-43.

8. Журавлев A.B., Соболев Д.Б., Вевель Я.А., Еременко Н.М. Событийно стратиграфическое обоснование ягтыдинского горизонта (нижний карбон) в Тимано-Северо-Уральском осадочном бассейне // Геобиосферные события и история органического мира. Тезисы докладов LIV сессии Палеонтологического общества при РАН. Санкт-Петербург, 2008, С.72-73.

9. Еременко Н.М., Журавлев A.B., Иосифиди А.Г., Попов В.В., Храмов А.Н., Вевель Я.А., Николаев А.Н. Разрез верхнего девона-нижнего карбона на р. Талота (Тимано-Печорская провинция) - результаты литологических, биостратиграфических и палеомагнитных исследований //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2009. Т.4. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/2/45 2009.pdf.

Ю.Журавлев A.B., Н.М. Еременко, Николаев А.И., Вевель Я.А., Храмов А.Н., Иосифиди А.Г., Попов В.В. Строение верхов доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса севера Вашуткино-Талотинской зоны надвигов. // Нефтегазогеологические исследования и вопросы рационального освоения углеводородного потенциала России: Сб.науч.статей. СПб: ВНИГРИ, 2009. С. 313322.

11. Еременко Н.М. Условия формирования отложений нижнего карбона южного окончания гряды Чернышева // Ленинградская школа литологии. Материалы совещания. Том I. Санкт-Петербург: СПбГУ, 2012. С. 50-52.

12. Дмитриева Т.В., Еременко Н.М., Журавлев A.B., Иосифиди А.Г., Устинов А.Н. Геологическая модель западного борта Коротаихинской впадины как основа прогноза нефтегазоносности // Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа Севера Европейской части России: сб. материалов научно-практической конференции. СПб.: ВНИГРИ, 2012. С. 151-153.

13. Еременко Н.М., Журавлев A.B. Литолого-генетическая типизация среднепалеозойских глубоководных отложений // Материалы VII Всероссийского литологического совещания. /Рос. акад. наук., науч. совет по проблемам литологии и осадочных полезных ископаемых при ОНЗ; Сиб. Отд-ние, Ин-т нефт. геол. и геоф. им. A.A. Трофимука. - Новосибирск: ИНГГ СО РАН, 2013 -Т. 1. - С. 290-294.

14. Еременко Н.М., Попов В.В., Журавлев A.B. Раннекаменноугольные «белые курильщики» северо-восточного Пай-Хоя // Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента: Материалы 22-й научной конференции. Сыктывкар, 2013. С. 48-53.

скв. Харутамылькская

Горизонт

Запалтюбмнскнн

I 1М1МЧ1ИИ

июни >11>|>м

т/ыш/нм

р. Кожим

к|1НН.Н

.......а М1>|Ш

Тарусскии

Михайловский

Алексинскнй

Бобрнковский

Радаевскин

Косьвииский

Рисунок 2 Схема корреляции разрезов нижнекаменноугольных отложений северо-восточной части ТПП (фрагмент) Карбонатные литокомплексы: 1-гАс, 2-2В-1с, гВ-Пс, 3-УС-1с, УС-Нс, УС-Шс, 4-УВ-1с, УВ-Нс, 5-ХВ-1с, ХВ-Ис, 6 - ХВ-Шс, ХВ-1Ус, 7-ХА-1с, ХА-18, 8-ХС-1с, ХС-Нс, 9-УВ8-1С, УВв-Нс, Ю-УСБ-к, 11-УВ8-ШС, УВ8-1Ус, 12-гА8-1с, гАС-Пс; Терригенные литокомплексы: 13-УС-И1, УС-М, 14-УВ-И, УВ-Ш, 15-ХВ-И, ХВ-Ш, 16-ХА-И. Расшифровку индексов см. в таблице 1.

максимум черепстс'кой трансгрессии

максимум чсрепстской регрессии

максимум радаевской трансгрессии

максимум радаевской регрессии

максимум тульскбй трансгрессии

максимум гульской ре1 рессии

максимум Михайловской трансгрессии

максимум мнханлов'скои ре1 рессии

максимум протвинскон трансгрессии

максимум протвинской регрессии

Рисунок 7. Палеогеографические схемы северо-востока Печорского бассейна раннего карбона Обстановки с карбонатным осадконакоплением: 1-3 - прибрежного мелководного шельфа (1 - подвижное мелководье лагуны, 2 - проксимальная часть барового поля 3 -дистальная часть барового поля); 4, 5 - внутреннего глубоководного шельфа (4 - конусы-выноса, 5 - днище впадины); 6 - удалённых от берега отмелей (6 - динамичное мелководье / - оиогерм), 8 -континентального склона; обстановки с терригенным осадконакоплением: 9 - открытого подвижного мелководья, 10 - барового поля, 11 - зоны развития конусов-выноса; обстановки с глинисто-карбонатно-кремнистым осадконакоплением: 12 - днища впадины; 13 - область размыва.

Подписано в печать 10.06.2015 Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Усл. печ. л. 1,5 Тираж 100 экз. Заказ 279

Отпечатано в типографии «Адмирал» 199178, Санкт-Петербург, В.О., 7-я линия, д. 84 А