CC BY
16УДК 551.24:553.98(470.111)
Богданов М.М.
ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия, bogdanov-pechora@yandex.ru Корюкина Н.Г.
ООО «Газфлот», Москва, Россия, koryukina@gazflot.gazprom.ru Лукова С.А.
ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия, lukova-sa@yandex.ru
ФОРМИРОВАНИЕ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ И ПРОГНОЗ КОНЦЕНТРАЦИЙ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ ПЕЧОРО-КОЛВИНСКОГО АВЛАКОГЕНА
Выяснены условия формирования зон нефтегазонакопления в нефтегазоносных комплексах Печоро-Колвинского авлакогена в течение трех циклов тектогенеза каледонского, герцинского, альпийского. Показана роль наложенных раннекиммерийских складчато-надвиговых движений в формировании структур Печоро-Колвинского авлакогена. Проведен анализ динамики нефтегазообразования во времени. Детализировано распространение 41 установленной и выполнен прогноз размещения 10 предполагаемых зон нефтегазонакопления. Выделены нетрадиционные типы ловушек - сбросовые, приуроченные к сдвиговым деформациям, и эрозионных врезов. Выполнен прогноз концентраций углеводородного сырья в осадочном чехле Печоро-Колвинского авлакогена.
Ключевые слова: циклы тектогенеза, складчато-надвиговые движения, сдвиговые деформации, типы ловушек, прогноз концентраций углеводородного сырья.
Зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) осадочного чехла Печоро-Колвинского авлакогена размещаются в пределах одноименного мегаблока байкальского фундамента, входящего в состав Печороморско-Большеземельского геоблока [Белякова и др., 2008]. Процесс формирования ЗНГН в нефтегазоносных комплексах (НГК) протекал в течение трех циклов тектогенеза: каледонского, герцинского, альпийского (табл. 1).
Особое место в каледонском цикле тектогенеза принадлежит Западно-Колвинскому и Восточно-Колвинскому разломам. Их активизация в предсреднедевонскую эпоху привела к подъему Возейского блока фундамента и расчленению единого Колвинского грабенообразного прогиба на дизъюнктивные отрицательные структуры - Усинскую и Харьягинскую. В конце каледонского цикла тектогенеза проявились правосторонние сдвиговые деформации субширотного простирания. В результате, геологическое пространство среднеордовикско-нижнедевонского НГК было расчленено на несколько сегментов и образовались приуроченные к ним сбросовые локальные формы.
Тектоногенетическая приуроченность нефтегазоносных комплексов Печоро-Колвинского авлакогена
Таблица 1
НГК Циклы тектогенеза
Каледонский € - D1 Герцинский D2-Y1 Альпийский Y2-Q
Стадии
Ранне- герцинская D2-C1t Средне- герцинская C1V1-P1ar1 Позднегерцинская P1ar2- Y1 Фазы
начальная P1ar2-P2 завершающая (раннекимме- рийская) T- Y1
O2-D1
D2-D3f1
D3dm-C1t
Cm
C1v2-P1
P1
P2
T
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. -Т.5. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/6/51_2010.pdf
Планетарные, региональные и локальные проявления сдвиговых деформаций в литосфере Земли отражены в многочисленных публикациях [Муди, Хилл, 1960; Хаин, 1979; Воронов, 1988; Грамберг, Супруненко, 1995]. Деформации сдвигового типа подтверждены результатами геологоразведочных работ в Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинциях, в Западной и в Восточной Сибири, на Урале и в других регионах [Валеев, 1978; Юдин, 1978; Малышев, 1986; Проворов, Ильиных, 1988; Тевелев, 1998; Богданов, Корюкина, Лапкина, 2002; Носкова, 2010; Тимурзиев, 2010].
Каледонский цикл тектогенеза был созидающим и в формировании фильтрационноемкостных свойств среднеордовикско-нижнедевонского НГК [Данилов, 1999]. Таким образом, в каледонский цикл тектогенеза создались структурные (зональные и локальные) предпосылки для формирования ЗНГН, однако нефтегенерация в раннедевонскую эпоху не могла быть результативной из-за размыва покрышек в среднеордовикско-нижнедевонском НГК.
В раннегерцинскую стадию тектогенеза происходило формирование среднедевонско-турнейского структурного этажа, включающего среднедевонско-нижнефранский и доманиково-турнейский НГК. В тиманско-саргаевское время активно формируется Печоро-Кожвинский грабеновый прогиб. Прогиб по простиранию разделяется на отдельные ванны, которые при инверсии определили положение валов, составляющих Печоро-Кожвинский мегавал. На территории современной Денисовской впадины, в том числе и на Лайско-Лодминском палеоподнятии, накопление среднедевонских осадков происходило в незначительных объемах. Быстрое прогибание бассейна в течении тиманско-саргаевского времени при незначительной скорости накопления осадков привело к возникновению относительно глубоководной впадины, которая занимала значительную территорию Печоро-Колвинского авлакогена.
На протяжении средне-позднефранского века седиментационные процессы в формировании структурных планов НГК приобрели решающее значение. На аккумулятивных террасах, сохраняя линейную зональность, последовательно развивались органогенные постройки доманикового, сирачойского и ухтинского возрастов. Раннегерцинская стадия тектогенеза в конце турнейского века завершилась режимом устойчивого прогибания, некомпенсированного осадконакоплением. Относительно опущенными оставались области в современном плане соответствующие Печоро-Кожвинскому мегавалу и Шапкина-Юрьяхинскому валу.
К концу турнейского века нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) среднеордовикско-нижнедевонского НГК находились в главной зоне нефтеобразования (ГЗН) за исключением центральной и южной частей современной Денисовской впадины [Богданов, Корюкина, Лапкина, 2002]. В центральной части Колвинского прогиба подошва отложений среднеордовикско-нижнедевонского возраста вошла в главную зону газообразования (ГЗГ). НГМТ среднедевонско-нижнефранского НГК в северной и центральной частях Колвинского прогиба (Ярейюско-Харьягинская впадина) пересекли верхнюю границу ГЗН. В пределах Печоро-Кожвинского прогиба отложения миновали нижнюю границу ГЗН, а в его центральной части подошва комплекса пересекла границу ГЗГ.
К концу среднегерцинской стадии тектогенеза (ранневизейский век - раннеартинский век) в результате структурной инверсии вдоль крупных рифейских разломов непрерывного проявления (Припечорский, Шапкинский, Восточно-Колвинский, Западно-Колвинский) по бортам прогиба сформировались валообразные структуры, которым в современном структурном плане отвечают Печоро-Кожвинский, Колвинский мегавалы и Шапкина-Юрьяхинский вал. В течение раннеартинского века наметилась Денисовская впадина. Конец раннеартинского века ознаменовался вступлением в ГЗГ НГМТ среднего ордовика-нижнего девона в пределах всего Колвинского мегавала и северной части Денисовской впадины. В это время в ГЗН вошли НГМТ терригенного среднего - верхнего девона в Денисовской впадине и на юге Колвинского мегавала. В пределах Печоро-Кожвинского мегавала подошва терригенного среднего - верхнего девона пересекла границу ГЗГ. Отложения карбонатного НГК верхнего девона - турне вошли в ГЗН по всей площади Печоро-Кожвинского и северной части Колвинского мегавалов.
Начальная фаза позднегерцинской стадии тектогенеза (позднеартинский век -позднепермская эпоха) характеризуется устойчивым положением дислокаций Печоро-Кожвинского мегавала, дальнейшим развитием Денисовской впадины. В пределах Шапкина-Юрьяхинского вала наметилась Василковская структура, а на Лайском вале - продолжался умеренный рост Командиршорского поднятия. К концу позднепермской эпохи практически по всей территории авлакоген был охвачен процессами газообразования в среднеордовикско-нижнедевонских отложениях. НГМТ терригенного среднего - верхнего девона Печоро-Кожвинского мегавала вошли в ГЗГ. На остальной территории авлакогена эти НГМТ продолжали находиться в ГЗН. НГМТ карбонатного верхнего девона - турне генерировали жидкие УВ. Терригенные отложения нижнего визе в южной части Денисовской впадины пересекли верхнюю границу ГЗН.
В завершающую фазу позднегерцинской стадии тектогенеза (триасовый период -раннеюрская эпоха) произошло окончательное становление структурного плана осадочного чехла Печоро-Колвинского авлакогена, близкого к современному. В это время структурообразующие движения были дифференцированы и контрастны. В результате наложения раннекиммерийских складчато-надвиговых движений в завершающую фазу позднегерцинской стадии тектогенеза окончательно сформировались Шапкина-Юрьяхинский вал, Лаявожское, Юрьяхинское, Командиршорское, Мишваньское и Верхнелайское поднятия [Тимонин, 1998].
Результатом наложения раннекиммерийских складчато-надвиговых движений явилось возрождение сдвиговых деформаций, заложенных в раннепалеозойскую эру [Тимонин, 1998]. Интенсивность структурообразующих движений в завершающую фазу позднегерцинской стадии тектогенеза по сравнению с предтриасовыми деформациями была значительно ослаблена. В конце раннеюрской эпохи НГМТ среднеордовикско-нижнедевонского НГК по всей площади авлакогена продолжали генерировать газ. Отложения среднедевонско-нижнефранского НГК генерировали газ в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. На остальной территории авлакогена эти отложения находились в ГЗН. НГМТ карбонатного верхнего девона - турне, терригенные нижнего визе и карбонатные нижнего карбона - нижней перми находились в ГЗН. В южной части Денисовской впадины верхнюю границу ГЗН пересекли терригенные отложения нижней и верхней перми.
Альпийский цикл тектогенеза (среднеюрская эпоха - четвертичный период) характеризуется изостатическим выравниванием рельефа Печоро-Колвинского авлакогена. В отличие от северо-восточных районов провинции в пределах Печоро-Колвинского авлакогена наложения позднекиммерийских складчато-надвиговых деформаций в альпийский цикл тектогенеза практически не фиксируется [Тимонин, 1998]. Альпийский цикл тектогенеза обусловил дегазацию нефтей из-за снижения гидростатического давления. Поверхности НГК приобрели в этот цикл тектогенеза более выраженный региональный наклон в северном направлении (5-6 м/км).
Проведенный анализ позволил выделить и детализировать распространение в НГК Печоро-Колвинского авлакогена ЗНГН. Принципы и подходы выделения ЗНГН изложены в работах [Методическое руководство..., 2000; Прищепа, 2008]. Основой выделения и детализации распространения ЗНГН являлась выполненная ранее реконструкция истории развития поверхности всех восьми НГК на отрезках времени, соответствующих циклам
тектогенеза, их стадиям и фазам [Корюкина, 2002]. Ограничением ЗНГН являлись границы тектонических элементов, дизъюнктивные нарушения, включая сдвиговые деформации, линии, разделяющие НГК с различной полнотой разреза, фациальным обликом отложений, фильтрационно-емкостными свойствами пород, дебитами скважин, фазовым состоянием УВ, а также различные комбинации этих параметров.
В среднеордовикско-нижнедевонском НГК выделяется пять ЗНГН (рис. 1, табл. 2). В Денисовской впадине локализуются установленная Командиршорская и предполагаемая Верхнелайская ЗНГН. В Командиршорской ЗНГН выявлено нефтегазоконденсатное месторождение - Западно-Командиршорское-2 с массивной залежью в тектонически и стратиграфически экранированной ловушке. На основании анализа динамики генерации УВ можно предполагать, что в этой ЗНГН будут преобладать газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи. В Верхнелайской предполагаемой ЗНГН в верхних частях разреза нижнего девона выделены ловушки, связанные с эрозионными врезами, заполненные терригенными отложениями. Литологические ловушки в Печоро-Колвинском авлакогене, зафиксированные аномалиями волнового поля, определяются на региональных сейсмопрофилях МОГТ-2Б РС-16, РС-42 на Западно-Возейской площади.
В пределах Колвинского мегавала выделяется Возейская ЗНГН с установленной нефтеносностью Возейского и Леккерского месторождений и предполагаемая - Ярейюская. Граница ЗНГН проходит по Колвинской системе разломов и сдвигу субширотного простирания (см. рис. 1). Залежи нефти связаны со структурными и тектонически экранированными ловушками. Фазовое состояние УВ прогнозируется преимущественно жидким (нефтяным). На Усинской площади в скв. 37 при опробовании нижнедевонских песчаников, заполняющих эрозионный врез, в интервале 3690,5-3717,0 м, получен приток нефти дебитом 1,2 м3/сут.. Размер площади, где могут быть развиты ловушки, связанные с эрозионными врезами, в пределах западного борта Колвинского мегавала на участке его сочленения с Денисовской впадиной достигает 100x15-20 км. Новым нетрадиционным типом ловушек в нижнепалеозойском НГК является сбросовый, приуроченный к сдвиговым деформациям (Северо-Лаявожская, Северо-Мишваньская площади). На юге Печоро-Кожвинского мегавала расположена Печорогородская предполагаемая ЗНГН. Залежи УВ прогнозируются в структурных и тектонически экранированных ловушках.
В терригенных отложениях среднего - верхнего девона ЗНГН локализуются на значительной площади авлакогена (рис. 2, табл. 2).
Рис. 1. Карта размещения ЗНГН в среднеордовикско-нижнедевонском НГК
Условные обозначения к рис. 1.:
I-6 - границы: 1 - Печоро-Колвинского авлакогена; 2 - других тектонических элементов; 3 -установленных ЗНГН; 4 - предполагаемых ЗНГН; 5 - отсутствия отложений (индекс - возраст отложений); 6 - распространения органогенных построек.
7-10 - разломы: 7 - мантийные; 8 - коровые; 9 - правосторонние сдвиги; 10 - без типизации.
II-15 - скважины (в знаменателе - абсолютная отметка кровли НГК, м; в числителе - номер скважины: 1-Коровинская-1, 2 - Кумжинская-8, 3 - Носовая-1, 4 - Хыльчуюская-7, 5 - Вангурейская-81, 6 - Ярейюская-8, 7 - Ярейюская-1, 8 - Лаявожская-1, 9 - Шапкинская-1, 10 - Лаявожская-4, 11 -Ванейвисская-1, 12 - Сев. Командиршорская-1, 13 - Харьягинская-1, 14 - Пашшорская-47, 15 -Сев.Ламбейшорская-921, 16 - Среднешапкинская-1, 17 - Верхнелебединская-68, 18 - Возейская-61, 19
- Мутноматериковая-1, 20 - Мутноматериковая-2, 21 - Нялтаюская-1, 22 - Верхнелодминская-1, 23
- Усинская-1, 24 - Южно-Лыжская-4, 25 - Терехевейская-1, 26 - Ронаельская-1, 27 - Нитчемьюская-2; 28 - Мастерельская-2, 29 - Восточно-Харьягинская-26, 30 - Намюрхитская-4, 31 - Удачная-1, 32 -Выдшорская-1, 33 - Среднешапкинская-10, 34 - Дзелядевская-1, 35 - Кипиевская-1): 11 - опорные; 12
- параметрические: 13 - поисково-разведочные; 14 - невскрывшие НГК; 15 - подтвердившие отсутствие отложений НГК.
16-17 - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Командиршорская, 2 - Верхнелайская, 3 - Ярейюская, 4 - Харьягинская, 5 - Возейская, 6 - Печорогородская): 16 - установленные; 17 -предполагаемые.
18-22 - месторождения УВ по состоянию на 01.01.2010 г.
(в кружке - номер месторождения: 1 - Возейское НГК, 2 - Леккерское Н, 3 - Западно-Командиршорское 2 ГК, 4 - Харьягинское Н, 5 - Лаявожское НГК, 6 - Среднехарьягинское Н, 7 -Ванейвисское НГК, 8 - Северо-Харьягинское Н, 9 - Сарутаюское Н, 10 - Лекхарьягинское Н, 11 -Ошское Н, 12 - Хыльчуюское НГК, 13 - Южно-Хыльчуюское ГН, 14 - Ярейюское НГК, 15 - им. Юрия Россихина Н, 16 - Инзырейское Н, 17 - Южно-Шапкинское НГК, 18 - Верхнелайское Н, 19 - Северо-Командиршорское Н, 20 - Командиршорское Н, 21 - Западно-Командиршорское Н, 22 - Кыртаельское НГК, 23 - Печорокожвинское НГК, 24 - Западно-Печорогородское ГН, 25 - Югидское НГК, 26 -Каменское Н, 27 - Усинское Н, 28 - Южно-Листвиничное Н, 29 - Западно-Сынатысское Н, 30 -Южно-Кыртаельское Н, 31 - Верхнегрубешорское Н, 32 - Пашшорское Н, 33 - Южно-Юрьяхинское Н, 34 - Чедтыйское Н, 35 - Южно-Лыжское Н, 36 - Северо-Кожвинское Н, 37 - Южно-Терехевейское Н, 38 - Сигавейское Н, 39 - Василковское ГК, 40 - Коровинское ГК, 41 - Кумжинское ГК, 42 - Шапкинское Г, 43 - Печорогородское ГК, 44 - Верхнеамдермаельское ГК, 45 - Восточно-Сарутаюское Н, 46 - Западно-Печорокожвинское Н, 47 - Западно-Сарутаюское Н, 48 - Ольгинское Н, 49 - Осокинское Н, 50 - Северо-Югидское НГК, 51 - Южно-Ошское Н, 52 - Баяндыское Н, 53 -Осваньюрское Н, 54 - Тибейвисское Н, 55 - Южно-Зверинецкое Н, 56 - Ненецкое Н.):
18 - нефтяные; 19 - газоконденсатные; 20 - газовые; 21 - нефтегазоконденсатные; 22 -газонефтяные.
23 - изолинии кровли НГК, км (для НГК - по подошве);
24 - положительные/отрицательные структурные элементы;
25 - земли в пределах Печоро-Колвинского авлакогена с невыясненными перспективами нефтегазоносности по состоянию на 01.01.2010 г.;
26 - направления палеопрофилей, по которым проводился анализ динамики нефтегазообразования;
27 - одиночные рифы.
Характеристика ЗНГН в осадочном чехле Печоро-Колвинского авлакогена
Таблица 2
Нефтегазоносные комплексы Название ЗНГН (рис. 1-8)* Тектонические элементы Типы ловушек Фильтрационно- емкостные свойства коллектора** Тип коллектора Характеристика по начальным дебитам скважин***
1 2 3 4 5 6 7
Карбонатный среднеордовикско-нижнедево некий Командиршорская/ У-1 Денисовская впадина структурные и тектонич. экранированные с литолог. ограничением среднеемкий кавернозно- поровый низкодебитные (г), малодебитные (г)
Верхнелайская / П-2 Денисовская впадина структурные и тектонич. экранированные с литолог. ограничением, литологические кавернозно- поровый, поровый
Ярейюская / П-3 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические и тектонич. экранированные с литолог. ограничением кавернозно- поровый
Харьягинская / П-4 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические и тектонич. экранированные с литолог. ограничением кавернозно- поровый
Возейская/ У-5 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические и тектонич. экранированные с литолог. ограничением среднеемкий кавернозно- поровый низкодебитные (н), среднедебитные (н)
Печорогородская/ П-6 Печоро- Кожвинский мегавал структурные и тектонически ограниченные кавернозно- поровый
Терригенный среднедевонско- нижнефранский Пашшорская/ У-1 Денисовская впадина структурные низкоемкий, среднеемкий поровый высокодебитные (н)
Командиршорская/ У-2 Денисовская впадина структурно-стратиграфические и литолог. экранированные низкоемкий, среднеемкий поровый низкодебитные (н), высокодебитные (н)
Ярейюская/ У-3 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические и тектонич. экранированные среднеемкий поровый высокодебитные (н)
Терригенный среднедевонско- нижнефранский Харьягинская/ У-4 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические и структурно-литологические низкоемкий, среднеемкий поровый высокодебитные (н), сверхвысокодебитные (н)
Усино-Возейская/ У-5 Колвинский мегавал структурно-стратиграфические среднеемкий поровый высокодебитные (н), сверхвысокодебитные (н)
Печорогородская/ У-6 Печоро- Кожвинский мегавал структурные и литолог. ограниченные низкоемкий поровый среднедебитные (н), малодебитные (г)
Лыжско- Кыртаельская/ У-7 Печоро- Кожвинский мегавал структурные, литолог. ограниченные и тектонич. экранированные среднеемкий, высокоемкий поровый среднедебитные (н), высокодебитные (н), малодебитные (г)
Мутноматериково-Лебединская / П-8 Печоро- Кожвинский мегавал структурно-литологические и литологические трещинно- поровый
Карбонатный доманиково- турнейский Командиршорская/ У-1 Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий, высокоемкий кавернозно- поровый высокодебитные (н), сверхвысоко-дебитные (н)
Амдермаельская/ У-2 Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий кавернозно- поровый среднедебитные (н), высокодебитные (н)
Усино-Возейская/ У-3 Колвинский мегавал структурные и рифогенные среднеемкий кавернозно- поровый низкодебитные (н), среднедебитные (н), высокодебитные (н)
Кыртаельская/ У-4 Печоро- Кожвинский мегавал структурные и рифогенные среднеемкий кавернозно- поровый высокодебитные (н)
Мутноматериковая/ У-5 Печоро- Кожвинский мегавал структурные и рифогенные среднеемкий кавернозно- поровый высокодебитные (н)
Ярейюская / П-6 Колвинский мегавал структурные - кавернозно- поровый -
Терригенный нижневизейский Лыжско-Кыртаельская/ У-1 Печоро- Кожвинский мегавал структурно-литологические, литологические высокоемкий поровый высокодебитные (г)
Печорогородская/ У-2 Печоро- Кожвинский мегавал структурно-литологические, литологические высокоемкий поровый высокодебитные (н)
Командиршорская/ П-3 Денисовская впадина структурно-литологические, литологические - поровый -
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. -Т.5. - №4. - http://www.ngtp.rU/rub/6/51_2010.pdf
Продолжение табл. 2
1 2 3 4 5 6 7
Василковская/ У-1 Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий порово- трещинный низкодебитные (г), сверхвысокодебитные (г)
Шапкинская/ У-2 Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий поровый высокодебитные (н)
Печорокожвинская/ У-З Печоро- Кожвинский мегавал структурные и рифогенные среднеемкий поровый низкодебитные (н), высокодебитные (г)
Югидская/ У-4 Печоро- Кожвинский мегавал структурные среднеемкий поровый низкодебитные (н)
Карбонатный верхневизейско- Тибейвисская/ У- 5 Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий поровый нет данных
нижнепермский Лаявожская/ У-б Денисовская впадина структурные и рифогенные среднеемкий, высокоемкий порово- трещинный среднедебитные (г), высокодебитные (г)
Лодминская/ У-7 Денисовская впадина структурные среднеемкий поровый высокодебитные (н)
Ярейюская/ У-8 Колвинский мегавал структурные и рифогенные высокоемкий порово- трещинный среднедебитные (г, н), сверхвысокодебитные (н)
Харьягинская/ У-9 Колвинский мегавал структурные высокоемкий кавернозно- поровый низкодебитные (н), высокодебитные (н)
Усино-Возейская/ У-10 Колвинский мегавал структурные высокоемкий каверново- поровый высокодебитные (н)
Кумжинская/ У-1 Денисовская впадина структурно-литологические и тектонич. экранированные среднеемкий поровый среднедебитные (г)
Ячегейская / П-2 Денисовская впадина структурно-литологические, литолог. экранированные - поровый -
Терригенный нижнепермский Ярейюская/ У-З Колвинский мегавал структурно-литологические и тектонич. экранированные среднеемкий поровый низкодебитные (н)
Сарутаюская/ У-4 Колвинский мегавал структурно-литологические и тектонич. экранированные среднеемкий поровый среднедебитные (н)
Возейская/ У-5 Колвинский мегавал структурно-литологические, литолог. и тектонич. экранированные среднеемкий кавернозно- поровый среднедебитные (н)
Терригенный верхнепермский Василковская/ У-1 Денисовская впадина структурно-литологические среднеемкий поровый среднедебитные (г)
Шапкинская/ У-2 Денисовская впадина структурно-литологические среднеемкий поровый среднедебитные (г)
Печорогородская/ У-З Печоро- Кожвинский мегавал структурно-литологические среднеемкий поровый среднедебитные (г)
Терригенный Лаявожская / П-4 Денисовская впадина структурно-литологические - поровый -
верхнепермский Ярейюская/ У-5 Колвинский мегавал структурные, структурнолитологические низкоемкий, среднеемкий поровый среднедебитные (г)
Харьягинская/ У-б Колвинский мегавал структурные, структурнолитологические среднеемкий поровый среднедебитные (н)
Усино-Возейская/ У-7 Колвинский мегавал структурные, структурнолитологические высокоемкий поровый высокодебитные (н)
Василковская/ У-1 Денисовская впадина структурно-литологические среднеемкий, высокоемкий поровый низкодебитные (г), малодебитные (г)
Шапкинская/ У-2 Денисовская впадина структурно-литологические среднеемкий поровый низкодебитные (г)
Терригенный Лаявожская/ У-З Денисовская впадина структурно-литологические, литологические среднеемкий поровый среднедебитные (г)
триасовый Ярейюская/ У-4 Колвинский мегавал структурно-литологические среднеемкий поровый малодебитные (г)
Харьягинская/ У-5 Колвинский мегавал структурно-литологические, литологические среднеемкий поровый среднедебитные (н)
Возейская / П-б Колвинский мегавал структурно-литологические, литологические - поровый -
*Обозначение ЗНГН на картах:
У - установленная,
П - предполагаемая.
**Фильтрационно-емкостные свойства коллектора:
- низкоемкий (проницаемость, мД- 0,1-10; открытая пористость, % - б-10);
- среднеемкий (10-100; 10-1З);
- высокоемкий (>100; > 1З).
***Характеристика по начальным дебитам скважин:
Нефтяные залежи, (т/сут.):
• низкодебитные - до З;
• среднедебитные - от З до 2З;
• высокодебитные - от 2З до 200;
• сверхвысокодебитные - более 200.
Газовые и газоконденсатные залежи, (тыс. м3/сут.):
• низкодебитные - до 2З;
• малодебитные - от 2З до 100;
• среднедебитные - от 100 до З00;
• высокодебитные - от З00 до 1000;
• сверхвысокодебитные - свыше 1000.
О Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. -Т.5. - №4. - http://www.ngtp.rU/rUb/6/51_2010.pdf
В разрезе Печоро-Кожвинского мегавала газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи сформировались в пределах Печорогородской ЗНГН. Наиболее крупным по начальным извлекаемым запасам нефти этой ЗНГН является Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в центральной части Лыжско-Кыртаельского вала и приуроченное к одноименной складке сложного геологического строения. Из основной пачки песчаников старооскольского горизонта (скв. 5) в интервале 2568,0 - 2610,0 м получен приток газа дебитом 82,4 тыс. м3/сут. и нефти - 22 т/сут. В Лыжско-Кыртаельской ЗНГН открыты Каменское, Северо-Кожвинское нефтяные и Южно-Кыртаельское, Югидское нефтегазоконденсатные месторождения. Типы ловушек -структурные, литологически ограниченные и тектонически экранированные.
В предполагаемой Мутноматериково-Лебединской ЗНГН ожидаются структурно -литологические и литологические ловушки. В Денисовской впадине и на Колвинском мегавале сосредоточены основные залежи нефти среднедевонско-нижнефранкого НГК. Это обусловлено реализацией потенциала НГМТ и большой вероятностью латеральной миграции жидких УВ из сопредельных территорий. Основой для проведения границ Пашшорской и Командиршорской ЗНГН послужило отсутствие отложений среднего девона. Дебит нефти на Командиршорском месторождении составил 66 т/сут., на Верхнелайском - 3,2 т/сут. К Колвинскому мегавалу приурочены Ярейюская, Харьягинская и Усино-Возейская ЗНГН, в широтном плане условно разделенные по перегибам, образованным над сбросо-сдвигами в отложениях среднего ордовика-нижнего девона. Для этих ЗНГН характерны преимущественно среднеемкие коллектора и высокие дебиты скважин.
В доманиково-турнейском НГК установлены Амдермаельская, Командиршорская, Усино-Возейская, Кыртаельская, Мутноматериковая ЗНГН (рис. 3, табл. 2). Амдермаельская ЗНГН с газоконденсатной залежью массивного типа локализована в пределах Денисовской впадины. Залежь приурочена к структуре облекания рифового массива. Особенностью данной ЗНГН является наличие одиночных рифов. Через центральную часть авлакогена с юго-запада на северо-восток проходит рифовый пояс, выделенный в отдельную Командиршорскую ЗНГН (Северо-Командиршорское, Верхнегрубешорское, Пашшорское, Южно-Юрьяхинское, Среднехарьягинское, Лекхарьягинское и Харьягинское месторождения). Дебиты нефтяных скважин изменяются от 24,1 до 191,3 т/сут.
В пределах Печоро-Кожвинского мегавала выявлены Кыртаельская и Мутноматериковая ЗНГН, где залежи нефти прогнозируются в антиклинальных структурах и в одиночных рифах.
Рис. 2. Карта размещения ЗНГН в среднедевонско-нижнефранском НГК
Условные обозначения с 1 по 1З см. на рис. 1.
1б-17 - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Пашшорская, 2 - Командиршорская, З - Ярейюская, 4 - Харьягинская, З - Усино-Возейская, б - Печорогородская, Z - Лыжско-Кыртаельская, S - Мутноматериково-Лебединская): 1б - установленные; 1Z - предполагаемые.
В северной части Колвинского мегавала локализуется предполагаемая Ярейюская ЗНГН, в которой залежи нефти прогнозируются в структурных ловушках.
Для терригенного нижневизейского НГК характерны литологические и структурнолитологические ловушки с поровыми коллекторами, связанные с русловыми образованиями (рис. 4, табл. 2). В Печорогородской и Лыжско-Кыртаельской ЗНГН открыты высокодебитные залежи. Предполагаемая Командиршорская ЗНГН выделена в границах распространении терригенных визейских отложений. Открытие залежей в ЗНГН прогнозируется в структурах облекания рифового массива.
ЗНГН карбонатного верхневизейско-нижнепермского НГК с установленной нефтегазоносностью приурочены к поясам развития органогенных построек (рис. 5, табл. 2). Исключение составляют Югидская и Лодминская ЗНГН. Югидская ЗНГН локализуется в южной части Печоро-Кожвинского мегавала, где в отложениях окского возраста встречена непромышленная залежь нефти. В Печорокожвинской ЗНГН на одноименной площади открыта массивная газовая залежь в серпуховско-башкирских отложениях нижнего и среднего карбона. Притоки газа при испытании составили 124-157 тыс. м3/сут.
В Денисовской впадине выделено пять ЗНГН - Василковская, Шапкинская, Лаявожская, Тибейвисская и Лодминская. Василковская ЗНГН содержит газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи. Коллектора - среднеемкие, порово-трещинного типа. В Шапкинской ЗНГН локализуются газовые, нефтегазоконденсатные и нефтяные залежи, приуроченные к структурным и рифогенным ловушкам. В Лаявожской ЗНГН открыта одна одноименная нефтегазоконденсатная залежь, в Тибейвисской - нефтяная, приуроченные к ловушкам структурного типа. В Лодминской ЗНГН локализуется массивная нефтяная залежь сводового типа в отложениях башкирского и московского возраста, из которой получены притоки нефти дебитами от 92 до 166 м3/сут (скв. 2). На Колвинском мегавале локализованы Ярейюская, Харьягинская и Усино-Возейская ЗНГН. Ярейюская ЗНГН характеризуется структурными и рифогенными ловушками. Харьягинская и Усино-Возейская ЗНГН содержат ловушки структурного типа.
В отложениях нижней перми, верхней перми, триаса за счет собственного незначительного генерационного потенциала залежи УВ сформироваться не могли [Белякова и др., 2008]. Для северных районов авлакогена источником УВ для этих отложений могли быть НГМТ различного генезиса, расположенные в пределах современного шельфа Печорского моря, и нижележащие НГК. Условия для латеральной миграции на сушу были созданы, когда наклон проводящих толщ на север составил 3-4 м/км. Вертикальная миграция
УВ в северных и южных районах авлакогена могла осуществляться по разрывным нарушениям.
Рис. 3. Карта размещения ЗНГН в доманиково-турнейском НГК
Условные обозначения с 1 по 1З см. на рис. 1.
1б-17 - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Командиршорская, 2 -Амдермаельская, З - Усино-Возейская, 4 - Кыртаельская, З - Мутноматериковая, б - Ярейюская): 1б - установленные; 1Z - предполагаемые.
Рис. 4. Карта размещения ЗНГН в нижневизейском НГК
Условные обозначения с 1 по 15 см. на рис. 1.
16-17 - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Лыжско-Кыртаельская, 2 -Печорогородская, 3 - Командиршорская): 16 - установленные; 17 - предполагаемые.
Рис. 5. Карта размещения ЗНГН в верхневизейско-нижнепермском НГК
Условные обозначения с 1 по 1З см. на рис. 1.
16-1Z - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Василковская, 2 - Шапкинская, З -Печорокожвинская, 4 - Югидская, З - Тибейвисская, б - Лаявожская, Z - Лодминская, S - Ярейюская, 9 - Харьягинская, 10 - Усино-Возейская): 1б - установленные; 1Z - предполагаемые.
В терригенных отложениях нижнепермского НГК Денисовской впадины установлены Кумжинская и предполагаемая Ячегейская, на Колвинском мегавале - Ярейюская, Сарутаюская и Возейская ЗНГН. Во всех ЗНГН распространены структурно-литологические, литологические и тектонически экранированные ловушки со среднеемкими коллекторами порового типа (рис. 6, табл. 2).
В терригенном верхнепермском НГК установленные Ярейюская, Харьягинская, Усино-Возейская ЗНГН локализуются в пределах Колвинского мегавала, Шапкинская, Василковская и предполагаемая Лаявожская - в Денисовской впадине (рис. 7). В юговосточной части Печоро-Кожвинского мегавала расположена Печорогородская ЗНГН. Все ЗНГН характеризуются структурными и структурно-литологическими типами ловушек с преобладанием среднеемких коллекторов порового типа (табл. 2).
Для ЗНГН в терригенных отложениях триаса характерны структурно-литологические и литологические ловушки со средне- и высокоемкими коллекторами порового типа (табл. 2). В Денисовской впадине установлены Василковская, Шапкинская и Лаявожская ЗНГН. К Колвинскому мегавалу приурочены Ярейюская, Харьягинская и предполагаемая Возейская ЗНГН (рис. 8).
Выявленные закономерности размещения ЗНГН в НГК позволяют выполнить прогноз концентрации УВ сырья в осадочном чехле Печоро-Колвинского авлакогена (рис. 9). Высокой концентрацией УВ сырья характеризуются Харьяга-Усинский, Ярейюский, частично Кыртаельско-Печорогородский (Печорогородская ступень) и Лайско-Лодминский (Лаявожское, Верхнелайское и Командиршорское месторождения), южная часть Шапкина-Юрьяхинского НГР. В осадочном чехле этих НГР насчитывается от 6 до 14 ЗНГН. Установленные ЗНГН локализуются во всех восьми НГК, предполагаемые - в O2-D1, D2-D3f1, D3dm-C1t, Cm, P1, T НГК.
Средняя концентрация УВ сырья установлена в северной части Шапкина-Юрьяхинского, южной - Кыртаельско-Печорогородского (Лыжско-Кыртаельский вал) и центральной - Лайско-Лодминского (Лайский вал, северные области Тибейвисской и Верхнелайской депрессий) НГР. В осадочном чехле этих НГР прогнозируется от 4 до 5 ЗНГН. Установленные ЗНГН размещаются в восьми НГК, предполагаемые - в O2-D1, C1v1, P2 НГК.
Низкая концентрация УВ сырья предполагается в Мутноматериково-Лебединском и Лайско-Лодминском (Лодминская перемычка и Усть-Печорская депрессия) НГР. В
осадочном чехле этих НГР размещается от 1 до 3 ЗНГН. Установленные ЗНГН локализуются в отложениях O2-D1, D3dm-C1t, C1v2-P1 НГК, а две предполагаемые - в D2-D3f1 и Р1 НГК.
Рис. 6. Карта размещения ЗНГН в нижнепермском НГК
Условные обозначения с 1 по 15 см. на рис. 1.
16-17 - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Кумжинская, 2 - Ячегейская, 3 -Ярейюская, 4 - Сарутаюская, 5 - Возейская): 16 - установленные; 17 - предполагаемые.
Условные обозначения с 1 по 1З см. на рис. 1.
16-1Z - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Василковская, 2 - Шапкинская, З -Печорогородская, 4 - Лаявожская, З - Ярейюская, б - Харьягинская, Z - Усино-Возейская): 1б -установленные; 1Z - предполагаемые.
Рис. S. Карта размещения ЗНГН в триасовом НГК
Условные обозначения с 1 по 1З см. на рис. 1.
16-1Z - зоны нефтегазонакопления (в кружке - номер зоны: 1 - Василковская, 2 - Шапкинская, З -Лаявожская, 4 - Ярейюская, З - Харьягинская, б - Возейская): 1б - установленные; 1Z -предполагаемые.
Рис. 9. Карта прогноза концентраций углеводородного сырья в осадочном чехле Печоро-Колвинской НГО
Условные обозначения см. на рис. 1.
1-4 - границы: 1 - нефтегазоносных областей; 2 - нефтегазоносных районов; 3 - различной концентрации УВ сырья в осадочном чехле; 4 - береговая линия; 5-7 - концентрация УВ сырья в осадочном чехле: 5 - высокая (от 6 до 14 ЗНГН содержится в восьми НГК в различных сочетаниях);
6 - средняя (от 4 до 5 ЗНГН содержится в восьми НГК в различных сочетаниях); 7 - низкая (от 1 до 3 ЗНГН содержится в 02-Б1, 02-Б3/1, Б3ёт-С^, С1у2-Р1, Р1 НГК в различных сочетаниях); 8 -нефтегазогеологическое районирование (цифры: 3 - Печоро-Колвинская НГО; 3-1 - Кыртаельско-Печорогородский НГР; 3-2 - Мутноматериково-Лебединский НГР; 3-3 - Шапкино-Юрьяхинский НГР; 3-4 - Лайско-Лодминский НГР; 3-5 - Харьяга-Усинский НГР; 3-6 - Ярейюский НГР).
Литература
Белякова Л.Т., Богацкий В.И., Богданов Б.П., Довжиков Е.Г., Ласкин В.М. Фундамент Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. - Киров: ОАО «Кировская областная типография», 2008. - С. 288.
Богданов М.М., Корюкина Н.Г., Лапкина Н.С. Палеотектонические и термобарические предпосылки формирования УВ скоплений в карбонатном нижнепалеозойском комплексе Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорского бассейна. - М.: ВНИИОЭНГ. - Вып. 10, 2002. - С. 16-25.
Валеев Р.Н. Авлакогены Восточно-Европейской платформы. - М.: Недра, 1978. - С. 152.
Воронов П.С. Принципы сдвиговой тектоники. Тезисы докладов I Всесоюзного совещания по сдвиговой тектонике. - Л., 1988. - Вып. 1. - С. 8-22.
Грамберг И.С., Супруненко О.И. Сдвиги как возможные пути миграции нефти и газа. Доклады Академии наук, 1995. - Том 340. - № 1. - С. 75-77.
Данилов В.Н. Прогноз нефтегазоносности нижнепалеозойского комплекса Тимано-Печорской провинции с целью обоснования направлений поисково-разведочных работ. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М.: ВНИИГАЗ, 1999. - 26 с.
Корюкина Н.Г. Палеотектонические условия нефтегазообразования и формирования зон нефтегазонакопления в осадочном чехле Печоро-Колвинского авлакогена. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. - М.: ВНИГНИ, 2002. - С. 25.
Малышев Н.А. Разломы Европейского Северо-Востока СССР в связи с нефтегазоносностью. -Л.: Наука, 1986. - С. 112.
Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата. - М.: ВНИГНИ, 2000. - С. 189.
Муди Дж.Д., Хилл М.Дж. Сдвиговая тектоника. Вопросы современной зарубежной тектоники. -М.: Ил, 1960. - С. 265-333.
Носкова Е.С. Тектоническое строение Нижнеангарской зоны нефтегазонакопления //Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий. Сборник материалов международной научно-практической конференции. - СПб.: ВНИГРИ, 2010. - С. 248-256.
Прищепа О.М. Подходы к выделению зон нефтегазонакопления, обеспечивающие эффективное проведение геологоразведочных работ //Эволюция взглядов на геологию и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции: Материалы юбилейной научно-практической конференции,
посвященной 70-летию ГУП РК ТП НИЦ. - Ухта, 2008. - С. 15-20.
Проворов В.М., Ильиных Ю.А. Влияние сдвиговых деформаций земной коры на строение зон нефтегазонакопления. Тезисы докладов I Всесоюзного совещания по сдвиговой тектонике. - Л., 1988.
- Вып. 3. - С. 71-73.
Тевелев Ал.В., Кац М.Я., Кошелева И.А., Тевелев Арк.В. Тектоника южной части Восточного Урала (новые данные и проблемы) //Геодинамика и региональная тектоника. Материалы XXXI Тектонического совещания. - Москва, 1998. - С. 220-223.
Тимонин Н.И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. - Екатеринбург, 1998. - С. 238.
Тимурзиев А.И. Структурно-тектонические условия, контролирующие продуктивность скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных сдвигами //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - Вып. 8, 2010. - С. 40-50.
Хаин В.Е. Региональная геотектоника: внеальпийская Европа и Западная Азия. - М.: Недра,
1979.
Юдин В.В. Разрывные нарушения западного склона Северного Урала в связи с перспективами нефтегазоносности //Тектоника и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции и ее структурных ограничений. Труды института геологии Коми ФАН СССР. - Сыктывкар, 1978. - Вып. 26. - С. 30-40.
Рецензент: Соловьев Борис Александрович, доктор геолого-минералогических наук.
Bogdanov М.М.
All-Russia Research Geological Petroleum Institute, Moscow, Russia, bogdanov-pechora@yandex.ru Koryukina N.G.
Limited liability Company «Gazflot», Moscow, Russia, koryukina@gazflot.gazprom.ru Lukova SA.
All-Russia Research Geological Petroleum Institute, Moscow, Russia, lukova-sa@yandex.ru
FORMATION OF OIL AND GAS ACCUMULATION ZONES AND FORECAST OF HYDROCARBON CONCENTRATIONS IN SEDIMENTARY COVER OF THE PECHORO-KOLVINSKY AULACOGEN
The conditions of ' formation of oil and gas accumulation zones have been identified in oil and gas complexes of the Pechoro-Kolvinsky aulacogen during Caledonian, Hercynian and Alpine cycles of tectogenesis. The role of early-Cimmerian superposed fold-thrust movements in the formation of the Pechoro-Kolvinsky aulacogen structures is described. The analysis of timing in the dynamics of oil and gas formation has been carried out. Location of ' forty one revealed oil and gas accumulation zones has been specified and the _ forecast on distribution of prospective ten oil and gas accumulation zones is carried out. Non-traditional types of traps such as faulting, relaying to shear deformation and erosion down-cutting are distinguished. The _ forecast of hydrocarbon concentration in the sedimentary cover of the Pechoro-Kolvinsky aulacogen has been made.
Key words: cycles of tectogenesis, fold-thrust movements, shear deformations, types of traps, forecast of hydrocarbon concentrations.
References
Belakova L.T., Bogackij V.I., Bogdanov B.P., Dovzikov E.G., Laskin V.M. Fundament Timano-Pecorskogo neftegazonosnogo bassejna. - Kirov: OAO «Kirovskaa oblastnaa tipografia», 2008. - S. 288.
Bogdanov M.M., Korukina N.G., Lapkina N.S. Paleotektoniceskie i termobariceskie predposylki formirovania UV skoplenij v karbonatnom niznepaleozojskom komplekse Pecoro-Kolvinskogo avlakogena Timano-Pecorskogo bassejna. - M.: VNIIOENG. - Vyp. 10, 2002. - S. 16-25.
Valeev R.N. Avlakogeny Vostocno-Evropejskoj platformy. - M.: Nedra, 1978. - S. 152.
Voronov P.S. Principy sdvigovoj tektoniki. Tezisy dokladov I Vsesouznogo sovesania po sdvigovoj tektonike. - L., 1988. - Vyp. 1. - S. 8-22.
Gramberg I.S., Suprunenko O.I. Sdvigi kak vozmoznye puti migracii nefti i gaza. Doklady Akademii nauk, 1995. - Tom 340. - # 1. - S. 75-77.
Danilov V.N. Prognoz neftegazonosnosti niznepaleozojskogo kompleksa Timano-Pecorskoj provincii s cel'u obosnovania napravlenij poiskovo-razvedocnyh rabot. Avtoreferat dissertacii na soiskanie ucenoj stepeni kandidata geologo-mineralogiceskih nauk. M.: VNIIGAZ, 1999. - 26 s.
Korukina N.G. Paleotektoniceskie uslovia neftegazoobrazovania i formirovania zon neftegazonakoplenia v osadocnom cehle Pecoro-Kolvinskogo avlakogena. Avtoreferat dissertacii na soiskanie ucenoj stepeni kandidata geologo-mineralogiceskih nauk. - M.: VNIGNI, 2002. - S. 25.
Malysev N.A. Razlomy Evropejskogo Severo-Vostoka SSSR v svazi s neftegazonosnost'u. - L.: Nauka, 1986. - S. 112.
Metodiceskoe rukovodstvo po kolicestvennoj i ekonomiceskoj ocenke resursov nefti, gaza i kondensata. - M.: VNIGNI, 2000. - S. 189.
Mudi Dz.D., Hill M.Dz. Sdvigovaa tektonika. Voprosy sovremennoj zarubeznoj tektoniki. - M.: Il, 1960.- S. 265-333.
Noskova E.S. Tektoniceskoe stroenie Nizneangarskoj zony neftegazonakoplenia //Zony koncentracii uglevodorodov v neftegazonosnyh bassejnah susi i akvatorij. Sbornik materialov mezdunarodnoj naucno-prakticeskoj konferencii. - SPb.: VNIGRI, 2010. - S. 248-256.
Prisepa O.M. Podhody k vydeleniu zon neftegazonakoplenia, obespecivausie effektivnoe provedenie geologorazvedocnyh rabot //Evolucia vzgladov na geologiu i neftegazonosnost' Timano-Pecorskoj provincii: Materialy ubilejnoj naucno-prakticeskoj konferencii, posvasennoj 70-letiu GUP RK TP NIC. - Uhta, 2008. -S. 15-20.
Provorov V.M., Il'inyh Û.A. Vliânie sdvigovyh deformacij zemnoj kory na stroenie zon neftegazonakopleniâ. Tezisy dokladov I Vsesoûznogo sovesaniâ po sdvigovoj tektonike. - L., 1988. - Vyp. 3.
- S. 71-73.
Tevelev Al.V., Kac M.Â., Koseleva I.A., Tevelev Ark.V. Tektonika ûznoj casti Vostocnogo Urala (novye dannye i problemy) //Geodinamika i regional'naâ tektonika. Materialy XXXI Tektoniceskogo sovesaniâ. - Moskva, 1998. - S. 220-223.
Timonin N.I. Pecorskaâ plita: istoriâ geologiceskogo razvitiâ v fanerozoe. - EkaterinbUrg, 1998. - S.
238.
TimUrziev A.I. StrUktUrno-tektoniceskie Usloviâ, kontrolirUûsie prodUktivnost' skvazin na mestorozdeniâh Zapadnoj Sibiri, osloznennyh sdvigami //Geologiâ, geofizika i razrabotka neftânyh i gazovyh mestorozdenij. - Vyp. 8, 2010. - S. 40-50.
Hain V.E. Regional'naâ geotektonika: vneal'pijskaâ Evropa i Zapadnaâ Aziâ. - M.: Nedra, 1979.
Ûdin V.V. Razryvnye narnseniâ zapadnogo sklona Severnogo Urala v svâzi s perspektivami neftegazonosnosti //Tektonika i neftegazonosnost' Timano-Pecorskoj provincii i ee stmktUrnyh ogranicenij. Trndy institUta geologii Komi FAN SSSR. - Syktyvkar, 1978. - Vyp. 26. - S. 30-40.
©Богданов М.М., Корюкина Н.Г., Лукова С.А., 2010
