CC BY
59
УДК 553.98.2.061.15/078 (470.111)
ИСТОРИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРОГНОЗ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В ПОДДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА (СУША, ПЕЧОРОМОРСКИЙ ШЕЛЬФ)
М.М.Богданов, А.Г.Сотникова, И.В.Долматова, С.А.Лукова (ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт")
По комплексу геологических критериев выполнена пространственно-временная модель формирования и современного размещения зон нефтегазонакопления в глубокопогруженных поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакоге-на и прилегающих районов Коротаихинской впадины и Предуральского прогиба. Установлено, что разнообразие структурных форм, контролирующих зоны нефтегазонакопления — результат последовательно проявившихся в фанерозое геотектонических режимов — континентального рифтогенеза, синеклизного, инверсии, складчато-надвиговых, изостазии. Выделены новые, в том числе нетрадиционные для Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, зоны нефтегазонакопления, приуроченные к сдвиговым деформациям. Зоны нефтегазонакопления охарактеризованы по фильтрационно-емкостным свойствам коллекторов, их типам, дебитам нефтяных скважин, особенностям строения ловушек нефти и газа. Научно обоснованы приоритетные направления региональных геолого-разведочных работ, их виды и объемы. Даны рекомендации по концентрации поисковых и разведочных работ на УВ-сырье.
Ключевые слова: ресурсы; зоны нефтегазонакопления; сдвиговые деформации; типы коллекторов; особенности строения ловушек; направления геолого-разведочных работ.
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) за 2004-2011 гг. в результате открытия новых месторождений добыча нефти была компенсирована приростом разведанных запасов лишь на 12 %. Сложившаяся негативная ситуация с воспроизводством запасов нефти обусловлена в значительной степени провалом разработанной в 2004-2005 гг. "Программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России до 2020 г.", особенно в части бурения параметрических скважин [2]. К настоящему времени большинство рекомендуемых в "Программе..." участков заложения параметрических скважин оказалось в распределенном фонде недр. Последняя параметрическая скважина в Тимано-Печорской провинции была закончена строительством в прошлом веке.
Одним из регионов провинции, где возможно эффективное воспроизводство разведанных запасов нефти, является недостаточно изученный сейсморазведочными работами и бурением Варандей-Адзьвинский авлакоген в пределах суши и прилегающего шельфа. В данном регионе по глубокозалегающим поддоманиковым нефтегазоносным комплексам (НГК), где сосредоточено до 40 % неразведанных извлекаемых ресурсов нефти, могут быть подготовлены новые направления (зоны нефтегазона-копления (ЗНГН) региональных и поисковых работ на УВ-сырье, в том числе нетрадиционные для Тимано-Пе-чорской НГП, приуроченные к сдвиговым деформациям.
С целью создания основы для практической реализации эффективного воспроизводства разведанных запасов нефти авторами статьи по комплексу геологических критериев построена пространственно-временная модель формирования и современного размещения ЗНГН в поддоманиковых НГК Варандей-Адзьвинского авла-когена и прилегающих районов Коротаихинской впадины и Предуральского прогиба.
В истории тектонического развития Варандей-Адзьвинского авлакогена важнейшим событием в конце каледонского цикла тектогенеза (раннедевонская эпоха) при режиме континентального рифтогенеза стало образование структурных предпосылок (зональных, локальных) формирования ЗНГН [4]. Это — контролируемая рельефом фундамента Мореюская впадина, осложняющие ее Хайпудырская котловина и синклинали, заполненные карбонатными осадками толщиной до 4,5 км. К концу каледонского цикла тектогенеза обозначились и положительные структурные формы (районы скв. Медынское море-2, Восточно-Сарембойская-1, Долгинская-2, Юраюская-1).
Локальной предпосылкой явилось наличие ловушек со сбросовым экранированием, приуроченных к сдвиговым деформациям венд-раннепалеозойского заложения. В результате развития сдвиговых деформаций геологическое пространство среднеордовик-ниж-недевонского НГК было расчленено на пять сегментов.
Рис. 1. СХЕМА ПАЛЕОТЕКГОНИЧЕСКИХ И ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ ЗНГН В ПОДДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА (по материалам [1, 3, 5, 6])
1 - геологические границы; 2 -отсутствие отложений; положение нефтегазоматеринских горизонтов при различных геотектонических режимах: 3- Si-Dj и D3tm-sr в ГЗН, 4 - Si-Dj и D3tm-sr в ГЗГ, 5- степень катагенетической преврашенности ОВ; 6 -номер ЗНГН
* Заключительная фаза континентального рифтогенеза; ** - начальная фаза позднегерцинской стадии тектогенеза; *** - заключительная фаза (раннекиммерийская) позднегерцинской стадии тектогенеза
В раннегерцинскую стадию тектогенеза (среднеде-вонская эпоха — турнейский век) преимущественно при синеклизном режиме образовались новые структурные формы — валы Мядсейско-Медынский, Сарембой-Лек-кейягинский. Расширились контуры Юраюского поднятия, произошло его смещение в восточном направлении. Контуры Хайпудырского осложнения стали менее резкими. Продолжало существовать Долгинское поднятие. В среднедевонскую эпоху нефтегазоматеринские горизонты верхнего силура, нижнего девона находились в главной зоне нефтеобразования (ГЗН), а основная часть нефтегазоматеринских горизонтов нижнего силура — в главной зоне газообразования (ГЗГ) (рис. 1).
К концу раннегерцинской стадии тектогенеза в пределах Мядсейско-Медынского и Сарембой-Леккейя-гинского валов с амплитудами 200-350 м сформировались одноименные палеозоны нефтегазонакопления с залежами нефти в тектонически экранированных ловушках. Источником УВ для этих палеозон могли быть нефтегазоматеринские горизонты Мореюской впадины. Углы наклона проводящих УВ-толщ составляли 10-20 м/км на севере, востоке и 7 м/км на юго-востоке. В качестве нетрадиционных форм, способных аккумулировать УВ уже в раннегерцинскую стадию тектогенеза, рассматриваются ловушки со сбросовым экранированием. Наклон проводящих УВ-толщ от источников генерации к
палеозонам нефтегазонакопления присдвигового типа был выше критического — 10-15 м/км.
К завершению раннегерцинской стадии тектоге-неза нефтегазоматеринские горизонты тиманско-сар-гаевского возраста находились на глубине менее 1,5 км и не достигли ГЗН (см. рис. 1). Однако, как показал
анализ геолого-геохимической информации, в эйфе-льские отложения, находящиеся под тиманско-сарга-евской покрышкой, могли поступать жидкие УВ. Их источником были нефтегазоматеринские горизонты среднеордовик-нижнедевонского НГК, вступившие в ГЗН.
Рис. 2, А. КАРТА ПРОГНОЗА РАЗМЕЩЕНИЯ ЗНГН В КАРБОНАТНОМ СРЕДНЕОРДОВИК-НИЖНЕДЕВОНСКОМ НГК ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОГО АВЁАКОГЕНА И ПРИЛЕГАЮЩИХ РАЙОНОВ (СУША, ПЕЧОРОМОРСКИЙ ШЕЛЬФ)
flaHHafl BepcèA noflTBepœflaeTca cneflyioùèMè reo-ëoro-reoxèMèHecKèMè ôaKTaMè: 1 — 6ëè3oCTbio ôè3è-Ko-xèMèHecKèx cbomctb HeÔTeé Kap6oHaTHoro cpe^Heop-AoBèK-HèœHefleBoHCKoro HTK è aéôeëbcKèx oTëoœeHèé è èx oTëèHèeM ot TèMaHcKo-capraeBcKèx; 2 — otcytctbm-eM HenocpeflcTBeHHo Hafl Kap6oHaTHbiMè cpe^Heop^o-
BèK-HèœHefleBoHcKèMè oTëoœeHèAMè TèMaHcKo-capraeB-cKoé noKpwmKè b çoHe pacnpocrpaHeHèfl aéôeëbcKèx ot-ëoœeHèé; 3 — èfleHTèHHocrbio èçoTonHoro cocTaBa yme-pofla HeÔTeé aéôeëbcKèx oTëoœeHèé è cpe^Heop^o-
BèK-HèœHefleBoHcKèx [3]; 4 — pa3BèTèeM èHTeHcèBHoé
TpeùèHoBaTocTè Ha KoHTaKTe TeppèreHHbix oTëoœeHèé
Phc. 2, B. KAPTA nP0rH03A PA3MEÙEHHH 3HrH B TEPPHrEHHOM CPEÂHEflEBOH-ÔPAHCKOM HrK BAPAHÄEft-AÄ3bBHHCKOrO ABËAKOfEHA H nPHËErAWÙHX PAflOHOB (Cy0A, nEHOPOMOPCKHfl 0EËbÔ)
Подрисуночная подпись к рис. 2
I -современные границы: а - Варандей-Адзьвннского авлакогена, б - других тектонических элементов; разломы: 2-коровые, 3 - без типизации; 4 - сдвиговые деформации и их аббревиатура; 5 - надвиги; 6 - береговая линия; 7- изобаты, м; 8 - линии отдельных профилей, по которым построены модели геологического строения Варандей-Адзьвинского авлакогена, их номер; 9 - пробуренные скважины, их номер и забой, м; 10 -залежи нефти: а - на картах, б - на геологических профилях; 11 - неф-тепроявления; абсолютные отметки поверхностей поддоманиковых НГК (числитель - номер скважины, знаменатель - абсолютные отметки кровли НГК 02-0;1 и О2-О3^ м), полученные по результатам: 12-бурения параметрических скважин на суше, отдельных поисковых и разведочных скважин: 13 -на Печороморском шельфе, 14 - на суше; 15 - сейсмопрофилирования на локальных структурах; 16 - изогипсы поверхностей поддоманиковых НГК, м; 17 - аббревиатура ЗНГН: 18 - установленных, 19- перспективных; земли: 20 - с неустановленной нефтегазоносностью, 21 - Хорейверской НГО с установленной нефтега-зоносностью в НГК 02-01, 22 - с неустановленной нефтегазоносностью в НГК О2-О3^ сдвиги (буквы в кружках): СМ - Севе-ро-Мореюский, ЮП - Южно-Печороморский, ХП - Хайпудырский, ВА - Верхнеадзьвинский, Ч - Чернова; скважины и локальные структуры: 1 -Северо-Гуляевская-1, 2 -Южно-Долгинская-1, 3 -Приразломная-5, 4 -Варандей-море-1, 5 -Варандей-ская-7, 6 - Варандейская-1, 7- Торавейская-25/105, 8 - Южно-Торавейская-31, 9 - Наульская-56, 10 - Лабоганская-76,
II - Седьягинская-41, 12 - Седьягинская-1, 13 - Ярейягинская-91, 14 - Сямаюская, 15 - Осовейская-41, 16 - Хосолтин-ская-90, 17-Подверьюская-32, 18-Памедуйская, 19-Мартовская, 20-Северо-Венуйтинская, 21 - Алексинская, 22-Ве-нуйтинская, 23-Междуреченская-1, 24-Междуреченская-2, 25-Мореюская, 26-Усть-Пяйюская-1, 27-Степковожская-1, 28-Кыктыская, 29-Усть-Ватьярская, 30-Юраюская-1, 31 -Нядейюская-1, 32-Хасырейская-1, 33-Южно-Хасырейская, 34 - Черпаюская-21, 35 - Медынское море-2, 36 - Перевозная, 37 - Медынская-2, 38 - Тобойская-11, 39 - Мядсейская-з2, 40 - Южно-Мядсейская, 41 - Прибрежная, 42 - Хайпудырская, 43 - Западно-Ёеккейягинская-46, 44 - Северо-Сарембой-ская-20, 45 - Сарембойская-1, 46 - Южно-Сарембойская, 47 - Восточно-Сарембойская, 48 - Талотинская-1, 49 - Тамяхин-ская, 50 - Усть-Талотинская-1, 51 - Усть-Талотинская-2, 52 - Малиновская-1, 53 - Садаягинская-1, 54 - Южно-Садаягин-ская-51, 55 - Западно-Сорокинская-1, 56 - Северо-Хоседаюская-1, 57 - Колвинская-11, 58 - Хоседаю-Неруюская-1, 59 -Адзьвинская, 60 - Восточно-Адзьвинская-1, 61 - Северо-Адзьвинская, 62 - Кушвожская, 63 - Нядейтинская, 64 - Падимей-ская-5, 65 - Рифовая-1, 66 - Западно-Коротаихинская-2, 67 - Лабогейская-15, 68 - Южно-Степковожская-1, 69 - им. Р.Требса-41, 70 -им. А.Титова-4; элементы тектонического районирования по поверхности НГК 02-01: В - дислокации Варандей-Адзьвинского авлакогена: В1 - вал Сорокина, В2 - Мореюская впадина, В2 - Хайпудырское осложнение, В3 - Мяд-сейско-Медынский вал, В4 - Сарембой-Леккейягинский вал, В5 - Талотинский вал, В6 - вал Гамбурцева, В7 - Юраюский вал, В8 - Падимейский вал, Л - Лолгинское поднятие, З - Хорейверская впадина, К - Коротаихинская впадина, СП - структуры Предуральского прогиба, П-Х - Пай-Хой; элементы нефтегазогеологического районирования поддоманиковых НГК: I - Варандей-Адзьвинская НГО, 1а - Сорокинский НГР, ЗНГН: 1 - Лолгинская, 2 - Северо-Варандейская, 3 - Верхне-Варан-дейская, 4 - Средне-Варандейская, 5 - Южно-Варандейская, 6 - Нижне-Варандейская, 1б - Верхнеадзьвинский НГР, ЗНГН: 12 - Северо-Талотинская, 13 - Средне-Талотинская, 14 - Южно-Талотинская, 15 - Мядсейско-Медынская, 16 - Сарем-бой-Леккейягинская, 17 -Гамбурцева, 18 - Северо-Юраюская, 19 - Южно-Юраюская, II - Хорейверская нефтегазоносная область (НГО) (без выделения НГР и ЗНГН), III - Коротаихинский НГР (20 - Вашуткина-Талотинская ЗНГН), IV - Северо-Пре-дуральская НГО (без выделения НГР) (21 - Падимейская ЗНГН); нетрадиционные ЗНГН: 7 - Северо-Мореюская, 8 - Юж-но-Печороморская, 9 - Хайпудырская, 10 - Верхнеадзьвинская, 11 - Чернова; ЗНГН в НГК О2-О3!: 1 - Западно-Леккейягин-ская, 2 - Тобойская, 3 - Верхне-Хайпудырская, 4 - Седьягинская; номера ЗНГН (цифры в кружках) см. на рис. 1
среднего девона с карбонатами нижнего девона, обусловленной сдвиговыми деформациями; 5 — возможностью развития единого эйфельско-нижнедевонского природного резервуара, наличие которого установлено в западных районах Тимано-Печорской провинции [3].
В конце живетского — начале раннефранского веков проявились процессы вулканизма, которые не оказали значительного влияния на дислоцированность пород. В обнажениях терригенного среднего девона на северном Тимане, в местах прорыва базальтов, осадочные породы интенсивно дислоцированы, раздроблены, трещиноваты, окварцованы лишь на 2-3 км от места прорыва интрузий. При удалении от базальтового тела (более чем на 3 км) породы приобретают спокойное за-
легание. В них практически не наблюдается трещин, заполненных вторичными минералами.
Среднегерцинская стадия тектогенеза (визейский век — позднекаменноугольная эпоха) характеризуется незначительными изменениями контуров существовавших ранее структурных форм поверхностей поддома-никовых НГК. Амплитуды валов и поднятий составляли 150-200 м на севере и востоке, 50-70 м на юго-востоке. По сочетанию условий генерации, миграции, аккумуляции УВ продолжали существовать благоприятные условия формирования ЗНГН в пределах сдвиговых деформаций. Нефтегазоматеринские горизонты нижнего силура находились в ГЗГ, верхнего силура и нижнего девона — в ГЗН (см. рис. 1).
CpeflHerepôèHcKaA craflèa TeKToreHeça xapaKTepè-çyeTca BcTynëeHèeM TèMaHcKo-capraeBcKèx HeÔTeraço-MaTepèHcKèx ropèçoHToB b T3H. K KoHöy noçflHeKaMeH-HoyroëbHoé anoxè HeÔTeraçoMaTepèHcKèe ropèçoHTb Haxoflèëècb Ha my6èHe 1,5-2,2 km. 3aëeœè HeÔTè b Tè-MaHcKo-capraeBcKèx oTëoœeHèax Morëè côopMèpoBaTb-ca nyTeM oTœaTèA œèflKèx YB è3 rëèHècrbix oTëoœeHèé b necnaHwe ëèH3b. B aéôeëbcKèe oTëoœeHèA Ha èx koh-TaKTe c Kap6oHaTHbiMè HèœHefleBoHcKèMè npo^o^œa^ca nepeToK œèflKèx YB, KoTopwe MèrpèpoBaëè BBepx no BoccTaHèi nëacroB. Yrëbi HaKëoHa npoBoflfliièx Toëii b 3tot nepèofl BpeMeHè cocTaBë^ëè 15-20 m/km.
HanaëbHafl ôa3a no3flHerepôèHcêoé cra^èè TeKTo-reHe3a (nepMcKèé nepèofl) npè èHBepcèoHHoM peœèMe xapaKTepè3yeTca è3MeHeHèAMè crpyKTypbi noBepxHocreé noflfloMaHèKoBwx HTK. Onar reHepaôèè YB c aMnëèTy-floé norpyœeHèA flo 400 m pacnpocrpaHèëcfl è3 Xaény-flwpcêoro ocëoœHeHèA Ha ir. O6pa3oBa.nca hobwm onar reHepaôèè YB — XaényflbipcKo-MeœflypeHeHcKèé. Heô-Tera3oMaTepèHcKèe ropè3oHTbi HèœHero cèëypa è b 3Ha-HèTeëbHoM o6teMe BepxHero cèëypa Haxoflèëècb b T3r, HèœHero fleBoHa è KpoBëè TèMaHcKo-capraeBcKèx oTëo-œeHèé — b T3H.
B boctohhom è raœHoé Hacrax aBëaêoreHa b pe3yëb-TaTe èHBepcèè o6pa3oBa.nca CapeM6oé-HepnaracKèé cboa c flByMfl BepmèHaMè — CapeM6oécKoé è HepnaiocKoé. YâeëèHèëca no nëoùaâè MflflceécKo-MeflûHcKèé Baë. B onTèMaëbHûx no ycnoBè^M Mèrpaôèè è aKKyMyë^ôèè YB ocraBaëècb c^BèroBbie fleôopMauèè. Yrëbi HaKëoHa npo-Bofl^ùèx YB-Toëù npeBwmaëè KpèTènecKèe — 6oëee 3 m/km. B nepMcêèé nepèofl 6biëè 3aëoœeHbi crpyKTypHbie npeflnocwëKè ôopMèpoBaHèA 3HTH b npe^eëax BaëoB CopoKèHa, TaM6ypöeBa. floërèHcêoe no^HATèe b pe3yëb-TaTe cTpyKTypHoé nepecrpoéKè oêa3aëocb rèncoMeTpène-cKè Hèœe MopeicKoé BnaflèHbi.
B 3aKëmèTeëbHyra ôa3y (paHHeKèMMepèécKyi) no3flHerepôèHcêoé cra^èè TeKToreHe3a (TpèacoBbié nepè-ofl — paHHeipcKaa anoxa) npè cKëaflnaTo-HaflBèroBoM peœèMe npoè3ow.no oêoHHaTeëbHoe cTaHoBëeHèe crpyK-TypHbx nëaHoB noflfloMaHèKoBwx HTK, 6ëè3Kèx k coBpe-MeHHbM. TèMaHcKo-capraeBcKèe HeÔTera3oMaTepèHcKèe ropè3oHTb k KoHöy paHHeipcKoé anoxè Haxoflèëècb b T3H, a 6oëbwafl nacrb HeÔTera3oMaTepèHcKèx ropè3oH-tob cpeflHeopfloBèK-HèœHefleBoHcêoro HTK — b T3r. CTpyKTypoo6pa3yiùèe flBèœeHèa äByx TènoB — TaHreH-ôèaëbHwe è BepTèKaëbHbe — 6biëè flèôÔepeHôèpoBaHw è KoHTpacTHb.
B pe3yëbTaTe HaëoœeHèA paHHeKèMMepèécKèx cKëaflnaTo-HaflBèroBwx flBèœeHèé o6pa3oBaëècb Baëbi, KoHTpoëèpyiùèe 3HTH, — CopoKèHa, TaM6ypöeBa, Ta-ëoTèHcêèé è BawyTKèHa-TaëoTèHcKèé. ÏoflHflTèe b paéo-He napaMeTpènecKoé ckb. WpaicKaa-1 6bëo nepeêpwTo Ha ire HaflBèroBWMè flècëoKaôè^Mè rpflßbi HepHwmeBa. B pe3yëbTaTe o6pa3oBaëècb ßBe 3HTH — CeBepo-Wpa-icKaa è WœHo-WpaiocKafl. AMnëèTy^a MaflceécKo-Me-flWHcêoro Baëa no noBepxHocTAM noflfloMaHèKoBwx HTK k KoHöy paHHeipcKoé anoxè cocTaBë^ëa 400 m, CapeM-
6oé-ËeKKeéflrèHcKoro — 300 m, TaëoTèHcKoro — 50 m, CopoKèHa — 50-200 m, TaM6ypueBa — 50-100 m. Yrëbi Ha-
KëoHa npoBofl^ùèx YB-Toëù ocTaBaëècb BbicoKèMè.
AëbnèécKèé ôèKë TeKToreHe3a (cpe^HeipcKaa ano-xa — HeTBepTèHHwé nepèofl) He npèBeë k è3MeHeHè^M b pa3MeùeHèè 3HTH. Ïpoècxoflèëo è3ocTaTènecKoe bû-paBHèBaHèe peëbeôa aBëaêoreHa. ÏoBepxHocTè ôyHAa-MeHTa è noflfloMaHèKoBwx HTK npèo6peëè perèoHaëbHbé HaKëoH Ha ceBep, cocTaBë^i^èé 5-6 m/km.
B Kap6oHaTHoM cpeflHeopfloBèK-HèœHefleBoHcêoM HTK ëoêaëè3oBaHa 21 3HTH: 5 — b npe^eëax cflBèroBwx fleôopMauèé BeHfl-paHHenaëeo3oécKoro 3aëoœeHèA (Ce-Bepo-MopeicKaa, WœHo-ÏeHopoMopcKafl, Xaényflwp-cêaa, BepxHeafl3bBèHcKaA, HepHoBa), b tom Hècëe 1 (Hep-HoBa), ocëoœHeHHaa B36pocoM; 7 — npèyponeHHbix k Ba-ëaM è noflHATèflM flpeBHero (paHHe-cpeflHerepôèHcKaa craflèè TeKToreHe3a) 3aëoœeHèA è flëèTeëbHo pa3BèBaB-rnèMca (floërèHcKaa, MflflceécKo-MeflWHcKaa, CapeM-6oé-ËeKKeéflrèHcKaA, CeBepo-WpaicKaa, WœHo-Wpa-racKaa, CpeflHe-TaëoTèHcKaa, naflèMeécKaa), b tom Hècëe 2 (WœHo-WpaiocKafl, CpeflHe-TaëoTèHcKaa), nepeêpwTwe HaflBèraMè b TpèacoBbié nepèofl — paHHeipcKyi anoxy; 6 — cocpefloToneHHbix b èHBepcèoHHbx crpyKTypHbix ÔopMax, o6pa3oBaHHbx b nepMcKèé nepèofl — paHHeip-cêyi anoxy (CeBepo-BapaHfleécKaA, BepxHe-BapaHfleé-cêaa, CpeflHe-BapaHfleécKaa, WœHo-BapaHfleécKaa, Hèœ-He-BapaHfleécKaa, TaM6ypöeBa), b tom Hècne 1 (HèœHe-BapaHfleécKaa), nepeKpwTaa Ha^BèroM b TpèacoBbé ne-pèofl — paHHeipcKyi anoxy; 3 — Haxoflflùèxca b aBTox-ToHe Moëoflwx BaëoB (BarnyTKèHa-TaëoTèHcKaa, CeBepo-TaëoTèHcKaa, WœHo-TaëoTèHcKaa) (pèc. 2, A).
YcTaHoBëeHHbe 3HTH xapaKTepè3yiTca npeèMyùe-cTBeHHo cpeflHèMè ôèëbTpaôèoHHo-eMKocTHbMè cbomct-BaMè KoëëeKTopoB è fle6èTaMè He^TflHbix cKBaœèH. Tèn KoëëeKTopa — nopoBo-TpeiùèHHbié, ëoBymKè — cTpyKTyp-Horo Tèna co B36pocoBbM aêpaHèpoBaHèeM. Cpeflè nepc-neKTèBHbx 3HTH Bw^e^eHw HeTpaflèôèoHHwe, npèypo-neHHwe k cflBèroBWM fleôopMaôè^M, npoTflœeHHocrbio 70-100 km. HeTpaflèôèoHHwe 3HTH xapaKTepè3yiTca
pa3BèTèeM cpeflHeaMnëèTyflHwx ëoBymeK cTpyKTypHoro Tèna co c6pocoBbiM aêpaHèpoBaHèeM. B nepcneKTèBHbix TpaflèôèoHHwx 3HTH ycTaHoBëeHb HeÔTe- è ra3onpo^B-ëeHèA, BbABëeHb è noflroToBëeHbi ëoêaëbHbe o6teKTw, è3BecTHb Tènw ëoByweK è rëy6èHb 3aëeraHèA ceécMène-cKèx oTpaœaiièx ropè3oHToB.
B TeppèreHHoM cpeßHeßeBoH-öpaHcKoM HTK ëoêa-ëè3oBaHo è fleTaëè3èpoBaHo pacnpocTpaHeHèe 4 3HTH: 2 — npèyponeHHbix k BaëaM flpeBHero 3aëoœeHèA è flëè-TeëbHo pa3BèBaB0èxca (3anaflHo-ËeKKeéflrèHcKaa, To-6oécKaa); 1 — b 3oHe perèoHaëbHoro BWKëèHèBaHèa aéôeëbcêèx oTëoœeHèé (BepxHe-XaényflwpcKaa); 1 — Ha-xoflfliaacfl b npefleëax èHBepcèoHHoé cTpyKTypHoé ôop-mû, o6pa3oBaHHoé b nepMcKèé nepèofl (CeflbflrèHcKaa) (cm. pèc. 2, E). 3HTH xapaKTepè3yiOTcfl cpe^HèMè è bû-coKèMè ôèëbTpaôèoHHo-eMKocTHbiMè cBoécTBaMè Koë-ëeKTopoB nopoBoro Tèna. ËoBywKè cTpyKTypHbe è ëèTo-ëorènecKèe.
По результатам проведенных исследований выделено два приоритетных направления региональных исследований (рис. 3).
Направление 1. Перспективная (нетрадиционная) ЗНГН Чернова (нераспределенный фонд недр). Рекомендуется бурение параметрической скважины для
оценки перспектив нефтегазоносности нетрадиционных ЗНГН. Точку заложения скважины необходимо определить путем совместной переинтерпретации данных сейсморазведки, полученных по площадным работам и региональному профилю Р-46. Глубина скважины — 4,5 км. Возраст отложений на забое — силур (рис. 4).
Рис. 3. КАРТА ПРИОРИТЕТНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ПО ВОСПРОИЗВОДСТВУ ЗАПАСОВ НЕФТИ В ПОДДОМАНИКОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА И ПРИЛЕГАЮЩИХ РАЙОНАХ
(суша, Печороморский шельф)
58°00' 60°00' 62°00'
58°00' 60°00' 62°00'
Направление 2. Мореюская впадина с неустановленной нефтегазоносностью в поддоманиковых отложениях и неизученная региональным сейсмопрофили-рованием по простиранию. Впадина характеризуется высокой залицензированностью недр. Это не позволяет проложить в Мореюской впадине региональный сей-смопрофиль за счет средств федерального бюджета. Поэтому необходимо составить по материалам ранее выполненных площадных работ композитный сейсмоп-рофиль протяженностью 400 км.
Поисковые и разведочные работы на УВ-сырье следует сконцентрировать на четырех направлениях (см. рис. 3).
Направление 1. Присдвиговые (Северо-Мореюс-кая, Южно-Печороморская, Хайпудырская, Верхне-адзьвинская, Чернова) и новые (Северо-Юраюская, Верхне-Хайпудырская) ЗНГН. Необходимо проведение поисковых сейсморазведочных работ, направленных на выявление локальных объектов и дальнейшую их подготовку под глубокое бурение. В настоящее время в Варандей-Адзьвинском авлакогене, как и во всей Тимано-Печорской провинции, проблема воспроизводства фонда локальных объектов для поискового бурения весьма актуальна. Так, на суше в общей
структуре неразведанных ресурсов (С3+Д-|) нефти категория С3 (15 объектов) составляет всего 13,3 %, Д-, — 86,7 %; в пределах шельфа — С3 — 8,4 % (3 объекта), Д1 — 79,2 %, Д2 — 12,4 %. Для ликвидации диспропорции в составляющих неразведанных ресурсов нефти предлагается сконцентрировать поисковые сейсмораз-ведочные работы по выявлению локальных объектов и дальнейшую их подготовку под глубокое бурение в названных ЗНГН. В пределах Верхне-Хайпудырской ЗНГН выявление и подготовка объектов должны быть направлены на эйфельские отложения, перспективы которых связываются с бортами Хайпудырской котловины, где прогнозируются ловушки литологического типа.
Направление 2. Южно-Юраюская, Сарембой-Лек-кейягинская, Мядсейско-Медынская ЗНГН. Рекомендуется подготовка выявленных объектов под глубокое бурение.
Направление 3. Подготовленные локальные структуры. Ранжированы как первоочередные Сизим-шорская (север Воркутского поперечного поднятия), Кыктыская структуры (Северо-Юраюская ЗНГН) (см. рис. 3). Обе структуры числятся в нераспределенном фонде недр и имеют паспорта, но Сизимшорская не
I - приоритетные направления геолого-разведочных работ; 2 -ЗНГН в поддоманиковых НГК, их номер: а - 02-0;ь б - 02-03^ 3 -современные границы: а - Варандей-Адзьвинского авлакогена, б -других тектонических элементов; 4 - отработанные региональные сейсмопрофили МОГТ 2Э и их номер в пределах суши и шельфа; 5 -рекомендуемые скважины: а - параметрические, б - поисковые; 6 - рекомендуемый композитный сейсмопрофиль МОГТ 2Э; локальные структуры: подготовленные: 7 -числящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых, 8-нечислящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых ; структуры: 9 - выявленные, 10 - подготовленные, выделенные как первоочередные объекты для постановки поискового бурения (числитель - название скважины и ее номер, знаменатель - глубина, м и возраст отложений на забое); залежи нефти в НГК: 11 - О2-Э1, 12 - 02-03^ 13 - совместно в 02-01 и 02-03^ нефтепроявления: 14 - в 02-0;ь 15 - в 02-03^ 16 - граница распространения кедровских и омринских отложений среднего девона; приоритетные направления геолого-разведочных работ по воспроизводству запасов нефти: региональные исследования (цифры в квадратах): 1 - перспективная ЗНГН Чернова: бурение параметрической скв. Чернова-1, проектная глубина 4,5 км, возраст отложений на забое - силур, 2 -Мореюская впадина с неустановленной нефтегазоносностью в поддоманиковых отложениях: региональный композитный сейсмоп-рофиль по простиранию Мореюской впадины; поисковые и разведочные работы (цифры в треугольниках): 1 - присдвиговые (Верхнеадзьвинская, Хайпудырская, Южно-Печороморская, Северо-Мореюская) и новые (Северо-Юраюская, Верхне-Хайпудырская) ЗНГН: выявление локальных объектов и дальнейшая подготовка их под глубокое бурение, 2- Южно-Юраюская, Са-рембой-Леккейягинская, Мядсейско-Медынская ЗНГН: подготовка выявленных объектов под глубокое бурение, 3 - Севе-ро-Юраюская ЗНГН и северная часть Воркутского поперечного поднятия: бурение поисковых скважин на первоочередных объектах, 4 - доизучение разрабатываемых и подготовленных к промышленному освоению месторождений нефти для перевода запасов категории С2 в С1 (Тобойско-Мядсейское, Хасырейское, Нядейюское, Черпаюское, Наульское, Лабоганское, Хо-солтинское, Подверьюское); месторождения и площади: 1 - Приразломная, 2- Варандейская, 3 - Торавейская, 4 - Наульское, 5-Лабоганское, 6-Седьягинское, 7-Сямаюское, 8-Осовейское, 9-Хосолтинское, 10-Подверьюское, 11 -Медын-скоеморе, 12-15-Тобойско-Мядсейское (12- Перевозный участок, 13- Медынский участок, 14 -Тобойский участок, 15-Мядсейский участок), 16 - Усть-Талотинское, 17 - Западно-Леккейягинское, 18 - Северо-Сарембойское, 19 - Сарембойское, 20 - Нядейюское, 21 - Хасырейское, 22 - Черпаюское, 23 - Южно-Степковожское, 24 - им. Р.Требса, 25 - им. А.Титова, 26 -Колвинское; подготовленные структуры: 1 - Западно-Наульская, 2 - Западно-Лабоганская, 3 - Западно-Торавейская, 4 -Приразломная, 5-Кыктыская, 6-Полярная, 7-Сизимшорская, 8-Нядейтинская, 9-Кушвожская, 10-Нижнеадзьвинская,
II - Восточно-Лабоганская, 12 - Ярейягинская, 13-Нерчеюская, 14 - Южно-Адзьвинская, 15-Медынское море-1, 16-Но-ябрьская, 17 - Восточно-Седьягинская, 18 - Пильненская; выявленные структуры: 1 - Стасовская, 2 - Западно-Матвеевская, 3 - Варандей-море-3, 4 - Восточно-Печорская, 5 - Западно-Полярная, 6 - Западно-Тобойская, 7 - Южно-Сарембойская, 8 -Восточно-Сарембойская, 9 - Панэчатинская, 10 - Ямботысская, 11 - Западно-Кушвожская, 12 - Северо-Попадьювожская, 13- Южно-Попадьювожская, 14 - Восточно-Исакьюская, 15- Западно-Роговская, 16- Северо-Енганехойская, 17-Хайпудыр-ская, 18 - Южно-Мядсей-море, 19 - Западно-Хайпудырская, 20 - Восточно-Перевозная; остальные усл. обозначения см. на рис. 2
- OIL AND GAS GEOLOGY, Г 2013-
и
Рис. 4. ФРАГМЕНТ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ Р-46 (по материалам ОАО "Нарьян-Марсейсморазвеака")
т
О >
О
I т в ч
>
и) >
Центрально-
С,Ь+ш
а
Мореюс!
Вашуц Талоти
Пздимейская ступень
впадина
1ерхневорк'
надвиг
Чернышева
юв
Варандей-
дзьвинский
авлакоген
Скв. Пурсамыльская-1 Скв. Коротаихинская-1 ■
2 Скв. Степковожская-1
-7200-
-7600-
-9200-
-10000-Н, м
Скв. Чернова-1 12011 _м
Скв. Хавдейская-1 1601 1801
1 - отражающие горизонты; 2- поверхности размыва; 3- кривая АК; тектонические нарушения: 4 - каледонского заложения, 5 - герцинского заложения; 6- рекомендуемая параметрическая скв. Чернова-1
включена в Государственный баланс полезных ископаемых. На Кыктыской и Сизимшорской структурах необходимо пробурить поисковые скважины до глубины 4,2 км со вскрытием силурийских отложений.
Направление 4. Доизучение разрабатываемых, подготовленных к промышленному освоению месторождений нефти (всего 8) для перевода предварительно оцененных запасов нефти в разведанные.
Таким образом, результаты проведенных исследований сводятся к следующему.
1. Региональный этап изучения поддоманиковых отложений не завершен.
2. Состояние предварительно оцененных запасов и неразведанных ресурсов нефти свидетельствует о значительных потенциальных возможностях воспроизводства ее разведанных запасов.
3. По результатам проведенных палеореконструк-ций установлено разнообразие структурных форм, контролирующих ЗНГН, в том числе и нетрадиционные (сдвиговые деформации). Это разнообразие обусловлено последовательно проявлявшимися в фанерозое геотектоническими режимами — континентального рифтогенеза, синеклизного, инверсии, складчато-на-двиговых, изостазии.
5. Для подготовки выделенных перспективных ЗНГН для поисков месторождений УВ научно обоснованы приоритетные направления региональных геолого-разведочных работ, их виды и объемы.
6. Даны рекомендации по концентрации поисковых и разведочных работ на УВ-сырье.
Литература
1. Баженова Т.К. Органическая геохимия Тимано-Пе-чорского бассейна / Т.К.Баженова, В.К.Шиманский, В.Ф.Васильева и др. - СПб.: Изд-во ВНИГРИ, 2008.
2. Белонин М.Д. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д.Белонин, О.М.Прищепа, Е.Л.Теплов и др. — СПб.: Недра, 2004.
3. Белякова Л.Т. Фундамент Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна / Л.Т.Белякова, В.И.Богацкий, Б.П.Богданов и др. — Киров: ОАО "Кировская областная типография", 2008.
4. Богданов М.М. Палеотектонические условия формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в северо-восточных районах Тимано-Печорской провинции (суша, Печороморский шельф) / М.М.Богданов, А.Г.Сотнико-ва // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2011. — № 6, 7.
5. Ступакова A.B. Развитие бассейнов Баренцевомор-ского шельфа и их нефтегазоносность // Геология, методы
поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: обзор. — М.: ЗАО "Геоинформмарк", 1999.
6. Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. — Екатеринбург: Изд-во РАН, Уральское отделение, Коми научный центр института геологии, 1998.
© Коллектив авторов, 2013
Михаил Михайлович Богданов, заведующий сектором, кандидат геолого-минералогических наук, bogdanov-pechora@yandex.ru;
Алена Георгиевна Сотникова,
старший научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, sotnikova_ag@mail.ru;
Ирина Владимировна Лолматова, ученый секретарь, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;
Светлана Анатольевна Лукова, научный сотрудник, lukova-sa@yandex.ru.
HISTORY OF FORMATION AND PROGNOSIS OF OIL AND GAS ACCUMULATION ZONE ARRANGEMENT IN SUBDOMANIK DEPOSITS OF VARANDEI-ADSVINSKY AULACOGENE (land, Pechora Sea shelf)
Bogdanov M.M., Sotnikova A.G., Dolmatova IV., Lukova S.A. (FGUP "All-Russia Research Geological Oil Institute")
By set of geological criteria, a space and time model of formation and present-day arrangement of oil and gas accumulation zones (oil and gas accumulation zones) in deep-buried subdomanik deposits of Varandei-Adsvinsky aulacogene and adjacent areas of Korotaikhinsky depression and Pre-Ural trough was accomplished. It was found out that various structural forms controlling oil and gas accumulation zones are result of geotectonic regimes manifested in Phanerozoic — continental, rift genesis, syneclise, inversion, fold-thrust, isostasy. There were distinguished new, including non-traditional oil and gas accumulation zones confined to displacement deformations. Oil and gas accumulation zones are characterized by permeability storage capacity of reservoirs, their types, production rates of oil wells, peculiarities of oil and gas trap structure. Priority trends of regional exploration activity, their types and scope are scientifically substantiated. Recommendations for HC exploration and prospecting works are given.
Key words: resources; oil and gas accumulation zones; displacement deformations; types of reservoirs; peculiarities of trap structu-
