CC BY
31УДК 550.8:553.98(470.13)
Никонов Н.И., Теплов Е.Л.
ООО «Тимано-Печорский научно-исследовательский центр», Ухта, Россия, info@tpnic.ru Прищепа О.М., Макаревич В.Н.
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» (ФГУП «ВНИГРИ»), Санкт-Петербург, Россия, omp@vnigri.ru
НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В РЕСПУБЛИКЕ КОМИ
В Республике Коми перспективными районами являются верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс Цильегорской депрессии и юга Денисовской впадины, в которой выявлены и силурийские зоны нефтегазонакопления. В Хорейверской впадине перспективы связываются с биостромами и биогермами ассельско-сакмарского возраста. Зоны нефтегазонакопления в верхнеордовикских отложениях прогнозируются в Косью-Роговской впадине и на гряде Чернышева, где также перспективны силурийские и нижнедевонские отложения. В складчатой части Предуральского прогиба прогнозируются зоны нефтегазонакопления, связанные с крупными надвиговыми складками.
Ключевые слова: нефть, газ, воспроизводство запасов, зона нефтегазонакопления, нефтегазоносный комплекс, геологоразведочные работы, Республика Коми.
Территория южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), административно относящаяся к Республике Коми, несмотря на высокую изученность отдельных районов, продолжительную историю освоения и существенный выявленный объем запасов нефти и газа, обладает по официальным и экспертным оценкам значительным углеводородным потенциалом [Белонин и др., 2004].
Геологоразведочные работы, проводимые за собственные средства недропользователей, в основном, сосредоточены в районах нефтегазодобычи и прилегающих к ним, а в неизученных районах и в новых зонах нефтегазонакопления - в относительно небольших объемах. При этом акценты смещены в сторону изучения традиционных комплексов с доказанной нефтегазоносностью, в то время как новые с невыясненными перспективами остаются не оцененными.
Невыясненные перспективы имеет нижне-среднеордовикский терригенный комплекс, залежи нефти в нем пока не выявлены. Комплекс залегает на глубинах от 1- 4 км в платформенных районах, где представлен красноцветными и светлыми кварцевыми и полимиктовыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами, и до 5-12 км на востоке региона в Предуральском краевом прогибе (рис. 1).
Рис. 1. Карта тектонического районирования Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции
© Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. -Т.8. - №3. - http://www.ngtp.rU/rub/6/38_2013.pdf
Условные обозначения к рис. 1.
1- реки, 2 - граница Республики Коми, 3 - границы надпорядковых тектонических элементов, 4 -границы тектонических элементов 1 порядка, 5 - границы тектонических элементов 2 порядка; Печорская синеклиза: 6 - валы, мегавалы, 7 - уступы, высокоподнятые ступени, брахиантиклинали, своды, 8 - ступени, перемычки, 9 - впадины, котловины, низкие опущенные ступени; Передовые прогибы: 10 - положительные структуры, 11 - складчатые структуры, 12 - ступени, моноклинали, 13 - впадины, котловины; Тиман, Урал, Пай-Хой: 14 - нерайонированные территории, 15 -выделенные структуры ТПП; месторождения: 16 - газовые, газоконденсатные, 17 - нефтяные, 18 -нефтегазовые, 19 - нефтегазоконденсатные.
Элементы тектонического районирования: Г - ТИМАНСКАЯ ГРЯДА: Г1 - Северо-Тиманский мегавал, Г2 - Западно- и Среднетиманские дислокации, Г3 - Восточно-Тиманский сложный мегавал, Г31 - Ухта-Ижемский вал, ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯПЛИТА : Д - ИЖМА-ПЕЧОРСКАЯ СИНЕКЛИЗА : Д1 - Нерицкая ступень: Д11 - Тобышский вал, Д12 - Айювинский структурный нос, Д2 - Ерсинская впадина, Д3 - Ижемская ступень, Д4 - Восточный борт Ижма-Печорской синеклизы, Д41 -Седуяхинский вал, Д42 - Янгытская ступень, Д43 - Кипиевская ступень, Д5 - Омра-Лыжская седловина, Д51 - Сотчемью-Аресский уступ, Д52 - Лузская ступень, Д53 - Ронаельская ступень, Д54 -Лемьюская ступень, Д55 - Тэбукская ступень, Д56 - Омра-Сойвинская ступень, Д57 - Джебольская ступень, Д58 - Мичаю-Пашнинский вал; Е - МАЛОЗЕМЕЛЬСКО-КОЛГУЕВСКАЯМОНОКЛИНАЛЬ: Е1 - Нарьян-Марская моноклиналь, Е11 - Коргинская ступень, Е/ - Северо-Седуяхинский уступ, Е¡3 -Бугринская моноклиналь, Е¡4 - Сенгейский структурный нос, Е/ - Малоземельская структурная терраса, Е¡6 - Удачная ступень, Е1 - Харицейская депрессия, Е18 - Западно-Шапкинская приразломная депрессия; Е2 - Восточно-Колгуевская структурная область, Е21 - Северо-Колгуевская структурная терраса, Е21-1 - Таркская брахиантиклиналь, Е22 - Песчаноозерский вал, Е23 -Песчаноморская депрессия; Ж - ПЕЧОРО-КОЛВИНСКИЙ АВЛАКОГЕН: Ж1 - Печоро-Кожвинский мегавал, Ж!1 - Лебединский вал, Ж 2 - Мутноматериковый вал, Ж 3 - Нялтаюская ступень, Ж¡4 -Лыжско-Кыртаельский вал, Ж¡5 - Печорогородская ступень, Ж2 - Денисовский прогиб, Ж21 -Колоколморский вал, Ж22 - Шапкина-Юрьяхинский вал, Ж23 - Восточно-Колгуевская депрессия, Ж23-1
- Северо-Поморская брахиантиклиналь, Ж24 - Носовая перемычка, Ж4'1 - Болванский выступ, Ж25 -Усть-Печорская депрессия, Ж26 - Тибейвисская депрессия, Ж27 - Лайский вал, Ж28 - Верхнелайская депрессия, Ж29 - Лодминская перемычка, Ж3 - Колвинский мегавал, Ж31 - Поморская ступень, Ж31-1 -Поморская брахиантиклиналь, Ж32 - Ходоварихинская ступень, Ж33 - Ярейюский вал, Ж34 -Харьягинский вал, Ж35 - Возейский вал, Ж36 - Усинский вал; З - ХОРЕЙВЕРСКО-ПЕЧОРОМОРСКАЯ СИНЕКЛИЗА: 31 - Русская моноклиналь, З2 - Хорейверская впадина, З21 - Кошкинская котловина, З22
- Чернореченская ступень, З2~2 - Западно-Нямюрхитская мульда, З23 - Паханческая терраса, З24 -Садаягинская ступень, З25 - Центрально-Хорейверский уступ, З26 - Колвависовская ступень, З27 -Сандивейское поднятие, З28 - Сынянырдская депрессия, З29 - Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, З210 - Цильегорская депрессия, И- СЕВЕРО-ПЕЧОРОМОРСКАЯ МОНОКЛИНАЛЬ; К] - Варандей-Адзьвинская структурно-тектоническая зона: К!1 - Гуляевско-Алексеевская структурная зона, К/'1 - Гуляевская мегаантиклиналь, К/~2 - Алексеевская мегаантиклиналь, КI2 - Южно-Долгинская депрессия, К]3 - Полярный купол, К3'1 - Приразломная брахиантиклиналь, КI4 - Вал Сорокина, К]5 - Мореюская депрессия, К¡6 - Вал Гамбурцева, К17 -Сарембой-Леккейягинская зона, К¡8 - Западно-Матвеевская структурная зона, К9 -Верхнеадзьвинская депрессия; КРАЕВЫЕ МЕГАПРОГИБЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПЛИТЫ: Л -ПРИПАЙХОЙСКО-ПРИЮЖНОНОВОЗЕМЕЛЬСКИЙМЕГАПРОГИБ (ПЕРИКРАТОН): Л1 - Южно-Приновоземельский прогиб: Л!1 - Долгинско-Папанинская структурная зона, Л/'1 - Папанинско-Рахмановская мегабрахиантиклиналь, Л11-2 - Долгинская приразломная мегабрахиантиклиналь, Л12 -Приновоземельская депрессия, Л2'1 - Южно-Рахмановская брахиантиклиналь; Л2 - Вашуткина-Талотинская складчато-надвиговая зона; Л3 - Русановская складчато-надвиговая зона; Л4 -Коротаихинская впадина: Л41 - Лабогейская моноклиналь, Л42 - Верхневоркутская зона дислокаций, Л43 - Хейягинская депрессия, Л43-1 - Одиндокская антиклинальная зона, Л44 - Пестаншорская складчатая зона, Л45 - Силовояхская депрессия, Л46 - Сырьягинская складчатая зона; Л5 -Васьягинско-Сабриягинская складчато-надвиговая зона: Л51 - Сабриягинская складчато-надвиговая зона; М - ПРЕДУРАЛЬСКИЙ КРАЕВОЙ ПРЕДГОРНЫЙ ПРОГИБ: М1 - Воркутское поперечное поднятие: М11 - Горст Чернова, М2 - Падимейская структурная зона, М13 - Ярвожский купол, М14 -
Юньягинская антиклинальная зона; М2 - Гряда Чернышева: М21 - Хоседаюская антиклинальная зона, М22 - Адзьвавомская депрессия, М23 - Тальбейский блок, М24 - Восточно-Воргамусюрская складчатая зона, М25 - Шарью-Заостренский блок, М26 - Яньюский блок; М3 - Косью-Роговская впадина: М31 -Кочмесская ступень, М32 - Южно-Кымбожьюская котловина, М33 - Абезьская депрессия, М34 -Интинская складчато-чешуйчатая зона, М35 - Прилемвинская складчато-покровная зона; М4 -Большесынинская впадина: М41 - Нитчемью-Сынинская ступень, М42 - Вяткинская депрессия, М43 -Большеаранецкая структурная зона, М44 - Мичабичевникская тектоническая пластина; М5 -Среднепечорское поперечное поднятие: М51 - Худоель-Войская антиклинальная зона, М52 -Даниловская депрессия, М53 - Аранец-Переборская антиклинальная зона, М54 - Югид-Кыртинская антиклинальная зона; М6 - Верхнепечорская впадина: М61 - Печоро-Илычская моноклиналь, М62 -Южно-Вуктыльская депрессия, М63 - Вуктыльская тектоническая пластина, М64 - Сарьюдинская складчато-чешуйчатая зона, М65 - Курьинская антиклинальная зона, М66 - Патраковская складчато-покровная зона, М67 - Говорухинско-Немыдская складчатая зона; Н - ПАЙХОЙСКО-НОВОЗЕМЕЛЬСКАЯ СКЛАДЧАТАЯ СИСТЕМА УРАЛЬСКАЯ; СКЛАДЧАТАЯ СИСТЕМА: О -ЗАПАДНО-УРАЛЬСКАЯ СКЛАДЧАТО-НАДВИГОВАЯ ОБЛАСТЬ (северный сегмент): Ог - Западно-Уральская мегазона линейных складчато-надвиговых дислокаций: О11 - Восточно-Лемвинская складчато-покровная зона, О12 - Среднещугорская тектоническая пластина, О13 - Тимаизское складчато-блоковое поднятие, О14 - Восточно-Кырташорская складчато-надвиговая зона, О15 -Печоро-Сыпучинская складчато-чешуйчатая зона; О2 -Центральноуральская складчато-блоковая зона; П1 - Полюдовское поперечное поднятие.
В Ижма-Печорской синеклизе в скв. Сосьянская-1, Низевая-3, Верхневольминская-15, Вост.-Созьвинская-50 установлено наличие нефтенасыщения песчаников в керне. В Хорейверской впадине в скв. Сев. Мастерьельская-7 из отложениий хореймусюрской свиты нижнего ордовика получен приток минерализованной пластовой воды с нефтью. Нефтематеринские толщи в нижнеордовикских отложениях в Ижма-Печорской и Хорейверской впадинах не выявлены. Поэтому, выявление залежей УВ возможно лишь в сопряженных с очагами нефтегазогенерации зонах, а также за счет латеральной миграции в «тупиковые зоны» выклинивания под региональными флюидоурами. Первые будут распространены вдоль Печоро-Кожвинского палеограбена, из которого возможна латеральная миграция УВ в нижнеордовикские отложения по региональным разломам и отдельным структурно выраженным «языкам» развития высокоемких нижнеордовикских песчаников, вторые - регионального уровня в западной части впадины в зонах регионального стратиграфического выклинивания комплекса или его значимых частей [Прищепа, Богацкий, 2012].
В Предуральском прогибе мощная (до 2-2,5 км) нижнеордовикская дельтовая и прибрежно-морская сероцветная песчано-глинисто-карбонатная формация, вероятно, обладает значительными генерационными возможностями.
Средне-верхнеордовикские карбонатные отложения на большей части ТПП характеризуются очень высокой степенью катагенной преобразованности, достигающей стадий МК5 и выше. Относительно пониженная степень преобразования характерна для районов Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны, где она
снижается до МК4. Такой уровень катагенеза позволяет прогнозировать преимущественное развитие коллекторов низкого качества. Улучшение емкостных свойств может быть связано с развитием тектонической трещиноватости.
На Салюка-Макарихинском вале Хорейверской впадины на Сpеднемакаpихинском местоpождении получены притоки нефти из коллекторов трещинного типа, в скв. 8 дебитом 42,2 т/сут. В большинстве других скважин Хорейверской впадины в верхнеордовикских отложениях коллекторы не обнаружены. Это подтверждает, что формирование коллекторов происходило лишь на участках, связанных с разломной тектоникой, формирующей трещиноватость.
В Косью-Роговской впадине в скв. Кочмесская-3 из верхнеордовикских отложений после вскрытия сульфатно-галогенной толщи с глубины 5629 м был получен выброс газа дебитом до 1 млн. м3/сут. Анализ сейсмических материалов [Островский и др., 1987] показал, что коллекторы приурочены к карбонатным породам, окаймляющим соленосную впадину, природа их пока не ясна.
Зоны газонакопления в верхнеордовикских отложениях, прогнозируемые в Косью-Роговской впадине, залегают, в основном, на глубинах свыше 5 км. Поэтому первоочередные направления связаны с территорией гряды Чернышева, в том числе с Усино-Кушшорским поднятием, и с поднадвиговой Салюкинской структурой в Хорейверской впадине, перспективными на нефть.
Нижнесилурийские зоны нефтегазонакопления (ЗНН) сформированы за счет улучшения емкостных свойств, связанных с развитием трещиноватости и размывами на крупных палеоподнятиях: Большеземельском, Лайском и Ижма-Печорском, интенсивно подвеpгшихся процессам выщелачивания и доломитизации. Традиционно эти зоны изучаются сейсморазведкой и разбуриваются в юго-западной части Хорейверской впадины. Доказана приуроченность разведываемых залежей нефти этого района к узким блокам, ограниченным грабенообразными прогибами. Несмотря на большое число выявленных залежей при детальном изучении территории еще выявляются новые перспективные объекты, например, Среднебадьюская структура.
На юге Денисовской впадины в районе Баяндыских структур сейсмическими исследованиями закартирована обширная перспективная зона эрозионного выхода под тиманскую покрышку коллекторов нижнего силура. Бурением пока эта зона не освещена. Это направление на наш взгляд должно стать одним из первоочередных для ООО «Лукойл-Коми». В центральной части Ижма-Печорской синеклизы перспективные зоны выходов под
таманскую покрышку коллекторов нижнего силура выявлены тематическими исследованиями ГУП РК «ТП НИЦ», в том числе на лицензионном участке ООО «Лукойл-Коми» [Никифорова, Никонов, 2007]. Но ресурсы ловушек незначительные из-за их небольших размеров. В южной части Печоро-Кожвинского мегавала силурийские отложения возможно перспективны на приподнятых блоках западного борта погребенного Печоро-Кожвинского палеограбена, где имеются тектонические предпосылки для формирования крупных ловушек. Залежи нефти в силурийских отложениях гряды Чернышева выявлены на Усино-Кушшоpском месторождении (одном из блоков Усино-Кушшорского поднятия) и на Южно-Степковожском. Нефтепроявления по керну отмечены на Заостренской и Хоседаю-Неруюской площадях. Улучшению коллекторских свойств силурийских карбонатных пород гряды Чернышева во многом могли способствовать процессы трещинообразования за счет повышенной тектонической активности. Возможно перспективными районами являются гряда Чернышева и поднадвиговые структуры Большесынинской впадины и Среднепечорского поперечного поднятия.
Особо следует отметить наметившиеся возможности выявления ловушек в окраинных силурийских рифах, погребенных под Уральскими надвигами. По данным О. Л. Уткиной, А. А. Гудельман и др. [Иванов и др., 2010] эти рифы выделены и прослежены сейсморазведочными работами.
Перспективные объекты нижнедевонских ЗНН установлены на гряде Чернышева. Для выяснения нефтегазоносности нижнедевонских отложений поднадвиговых структур гряды Чернышева пробурены три скважины. Скв. Воргамусюрская-2 не добурилась до целевых отложений. В скв. Адакская-2 по данным В.Н. Данилова и др. [Данилов и др., 2011] установлено нефтенасыщение в керне, из нижнедевонских и верхней части верхнесилурийских отложений получен приток разгазированной нефти дебитом 0,40,8 м3/сут. по подъему уровня. Суммарная нефтенасыщенная толщина коллектора составляет 33,1 м, высота залежи 330 м. Промышленная значимость залежи не определена, так как бурение скважины осуществлялось на тяжелом растворе, а испытание в эксплуатационной колонне проведено спустя год после вскрытия пласта. Похожие данные получены скв. Харутамылькская-1.
В среднедевонско-франском терригенном нефтегазоносном комплексе (НГК) на Печоро-Кожвинском мегавале ООО «Газпром переработка» открыты Северо-Югидское нефтегазовое и Западно-Печорокожвинское нефтяное месторождения, приуроченные к тектоническим экранам. Сейсморазведкой севернее и южнее Кыртаельского месторождения
выявлено еще несколько перспективных тектонически экранированных структур. Следовательно, в ближайшие годы здесь возможно открытие группы небольших залежей нефти.
ООО «Инвест-Трейд» установило нефтеносность среднего девона на Каменской площади на клавишных блоках, приуроченных к Припечорской зоне разломов. Последнее является одним из наиболее значительных открытий последних лет. Подобные ловушки недоопоискованы на Керкавожской и Терехевейской структурах.
Группа перспективных приразломных структур выявлена в Нялтаю-Вадминской зоне Лыжско-Кыртаельского вала, но ловушки здесь небольших размеров.
В Ижма-Печорской синеклизе ООО «НК Дельта Нафта» подготовлена к бурению группа ловушек в нижнефранских отложениях в зоне сочленения Лемьюской и Тэбукской ступеней и Мичаю-Пашнинского вала, которые могут представлять определенный интерес для опоискования. Тематическими исследованиями ГУП РК «ТП НИЦ» установлено, что нижнефранские песчаники имеют в основном баровое происхождение и локальное распространение и для их оконтуривания требуется проведение высокоточных сейсморазведочных работ [Никифорова, Додина, 2008].
На Джебольской моноклинали песчаники среднего девона и нижнего франа выклиниваются к Тиману, в зоне их выклинивания улучшаются коллекторские свойства. С зоной выклинивания должны быть связаны перспективы нефтегазоносности. Но сейсморазведкой эта зона не изучена и выявленные объекты отсутствуют.
В доманиково-турнейском карбонатном НГК новым перспективным районом является Цильегорская депрессия Хорейверской впадины, где сейсморазведкой выявлено несколько атолловидных рифов: Нерутынский, Мукеркамылькский, Северо-Мукеркамылькский, Северо-Молваюский, Восточно-Молваюский, Южно-Салюкинский, подготовлено к бурению значительное число перспективных рифогенных объектов. Из рифогенных отложений верхнего девона получены первые притоки нефти на Нерутынском и Северо-Мукеркамыльском месторождениях в северной части депресссии в НАО и рядом на гряде Чернышева на Хоседаю-Неруюском месторождении (ООО «НК Горный»).
В центральной части Ижма-Печорской синеклизы на Ижемской ступени подготовлены к бурению структуры Болотной и Южно-Болотной карбонатных банок и барьерного рифа доманикового возраста. Установлено, что ранее пробуренные скв. Сев. Болотная-30 и Южно-Болотная-1 вскрыли рифы в неблаго приятных фациальных условиях. Таким образом, это направление ждет своей реализации, но большие запасы прогнозируемых залежей нефти
здесь не ожидаются. Кроме того, прогнозируется группа одиночных доманиковых рифов перспективных на выявление нефтяных залежей. На Тэбукской ступени в Кабанты-Висовской зоне до сих пор не недоизучена нефтеносность сирачойского и евланово-ливенского барьерных рифов.
В южной части Денисовской впадины установлено широкое развитие верхнедевонских рифовых банок и барьерных рифов, из рифогенных отложений получены притоки нефти и открыты залежи на Баяндыском и Восточно-Ламбейшорском месторождениях (ООО «Лукойл-Коми»), получены притоки нефти на Лекьюской структуре и открыто ЮжноЗверинецкое нефтяное месторождение (ООО «Комиойл»). Открытия Баяндыского и Восточно-Ламбейшорского месторождений являются наиболее крупными событиями последних лет. Значительные перспективы нефтеносности связаны с Ипатской и Амдермаельской ветвями барьерных рифов. Не опоискованы перспективная Лекьюская рифовая банка и Зверинецкая рифовая зона. Таким образом, изучение нефтеносности рифовых зон южной части Денисовской впадины является одним из основных направлений ГРР в Республике Коми.
На Джебольской моноклинали выявлен ряд небольших залежей нефти в песчаных пластах толщи заполнения. Но, работы здесь не ведутся из-за небольших размеров залежей нефти и незначительных дебитов.
Специалисты ГУП РК «ТП НИЦ» на основе сейсморазведочных работ 3D ООО «Геонис» установили наличие аккумулятивных тел в доманикитах вблизи рифов [Гайдеек, Никонов, Петренко, 2008]. Перспективные зоны установлены и прогнозируются в Хорейверской, Денисовской, Большесынинской и Косью-Роговской впадинах, в южной части Колвинского мегавала, в Варандей-Адзьвинской зоне, на юге Печоро-Кожвинского мегавала, на Среднепечорском поднятии. Особенно важно установление этих зон на разрабатываемых месторождениях, где можно получить прирост запасов, в частности на Верхневозейском и Леккеркском.
С юго-востока к Косью-Роговской впадине примыкает Восточно-Лемвинская складчато-покровная зона Западного Урала. В ее пределах выделено несколько приуральских надвигов, осложненных во фронтальной части крупными структурами. По данным О.Л. Уткиной, А.А. Гудельман и др. [Иванов и др., 2010] сейсмическими работами здесь выявлены верхнеордовикские, силурийско-нижнедевонские, средне-верхнедевонские и визейские рифы, погребенные под Уральскими надвигами. Аналогичные рифы краевого поднятия известны в обнажениях на Урале [Антошкина, 1992]. Рифы по данным
сейсморазведки прогнозируются под уральскими надвиговыми пластинами в виде полосы, окаймляющей ордовикский палеошельф, и могут представлять собой значительный поисковый интерес.
В скв. Юньяхинская-1 во фронтальной части Харутинского вала установлено наличие крупного нижнефранско-визейского рифового массива мощностью около 2000 м. По данным О.Л. Уткиной, А.А. Гудельман и др. [Иванов и др., 2010] визейско-серпуховские отложения соответствуют фациям внутреннего шельфа карбонатной платформы. Верхнедевонско-турнейские образования матяшорской и большенадотинской толщ формируют мощное биогенное сооружение типа карбонатной банки, в которой во франском веке развивалась биогермная постройка, в фаменском и турнейском веках накапливалась отмельная толща преимущественно оолитовых известняков. Карбонаты вскрытого массива не были опробованы.
Девонские карбонаты вскрыты также скв. Левогрубейюская-1 (ООО «Тимано-Печорская газовая компания»). По каротажной характеристике и по фауне выделены тектонически перемежающиеся франские отложения, на забое переходящие в отложения эйфеля и эмса. Карбонатные пачки девона являются безглинистыми, высокопроницаемыми и соответствуют по каротажной и литологической характеристике рифогенным образованиям. Верхняя часть массива по данным ГИС продуктивна. В результате испытания объекта в инт. 2910-3039 м получен кратковременный (первые минуты двух открытых периодов), но интенсивный приток газированного бурового раствора. В нижней части разреза вскрыты низкопоровые по ГИС пласты. Из них ИП получены притоки пластовой воды дебитом 100285 м3/сут. и более, что свидетельствует о высокой проницаемости низкопоровых коллекторов.
Таким образом, выявлено новое перспективное направление, которое может определить формирование нового центра газодобычи в районе г. Инты.
В нижне-верхневизейском терригенном НГК следует приглядеться к нижневизейским отложениям на Джебольской моноклинали. Южнее на Камском своде выявлено значительное количество визейских врезов в турнейские отложения, которые выполнены песчаниками и представляют нефтегазопоисковый интерес.
В серпуховских отложениях залежи нефти установлены в южной части Хорейверской впадины под ангидритовой покрышкой в пределах Мастерьельской группы поднятий и на юге Колвинского мегавала. Новые притоки нефти из серпуховских отложений под ангидритовой покрышкой получены на Северо-Мукеркамылькском месторождении на
севере Цильегорской депрессии на юге НАО и на Хоседаю-Неруюском месторождении на Хоседаюском вале гряды Чернышева. Перспективными возможно являются полностью Сынянырдская котловина и Цильегорская депрессия. На юге ТПП в Пермской области получен промышленный приток нефти из серпуховских отложений на Волимской площади под глинистой покрышкой. В этой связи интерес приобретают серпуховские отложения на юге Джебольской моноклинали.
В московском ярусе среднего карбона на юге Денисовского прогиба открыто Баяндыское нефтяное месторождение (ООО «Лукойл-Коми»), получен приток нефти на Лекьюской площади. Таким образом, это направление становится весьма перспективным. В Печорской синеклизе открыта залежь нефти в московском ярусе на Лузском месторождении (ООО «ПЭК»). Вместе с тем, полученные материалы указывают на неоднородное строение московского горизонта, возможное локальное или зональное распространение коллекторов, связанных с соответствующими фациями. Это предопределяет необходимость глубокого анализа условий их осадконакопления.
В Косью-Роговской впадине вблизи разведывамых Интинского и Кожимского месторождений подготовлена к бурению группа перспективных структур на Левогрубейюском, Пармаюском, Анкудинском и Лемвинском участках (ООО «Тимано-Печорская газовая компания») и на Уральских участках (ОАО «Газпром переработка). В результате реализации запланированных работ здесь ожидается значительный прирост запасов газа в среднекаменноугольных отложениях.
В нижнепермских карбонатных отложениях на высокоамплитудных структурах на валах выявлено значительное число залежей нефти и дальнейшие перспективы очень низкие. В последние годы установлено широкое развитие нефтегазоносности во впадинах.
В Хорейверской впадине в пределах Баганской группы поднятий выявлены залежи в ассельско-сакмарских органогенных постройках пластового типа (биостромах). На Северо-Баганском месторождении (ООО «РН-Северная нефть») дебиты нефти достигают 300 т/сут. при работе ЭЦН. Такие объекты выявлены в Цильегорской депрессии и на Центрально-Сынинском поднятии в Большесынинской впадине. На Колвинском месторождении выявлена группа залежей нефти, приуроченных к биогермам ассельско-сакмарского возраста. Дебиты нефти достигают 166-300 м3/сут., высота залежей 120 м. В центральной части Цильегорской депрессии выявлена группа подобных объектов, в том числе на Восточно-Молваюской структуре, представляющих новое поисковое направление.
Во внутренней складчатой части Предуральского краевого прогиба прогнозируется ряд перспективных зон, связанных с крупными надвиговыми складками, в которых возможна нефтеносность отложений нижней перми: в Большесынинской впадине Северо-Аранецкая структурная зона, в Верхнепечорской Сарьюдинская надвиговая зона, на западном Урале прогнозируемый Печоро-Сыпучинский вал [Никонов, Куранов, Ласкин, 2003]. На юге Верхнепечорской впадины выявлена крупная Анельская структура длиной более 25 км и амплитудой более 400 м. На восточном крыле структуры гипсометрически ниже свода открыта тектонически экранированная залежь газа, месторождение было названо Анельским. Следовательно перспективы сводовой части собственно Анельской структуры очень велики. Анельскую структуру следует считать первоочередной для постановки сейсморазведочных работ с последующим вводом её в поисковое бурение.
Сейсмическими работами, проведенными ООО «Союз» на Кочмесской структуре Косью-Роговской впадины выявлены ассельские одиночные рифы и рифовая постройка линейного типа (барьерный риф или атолл). Высота постройки составляет около 150-300 м, ширина достигает 1,0-1,8 км, длина более 10 км. В глинистых карбонатах толщи заполнения сезымской палеовпадины, окружающей рифовую постройку, выявлена залежь нефти, рифовые объекты не опоискованы. На Кожимском и Интинском месторождениях Косью-Роговской впадины закартированы крупные водорослевые массивы, в разбуренных выявлены газовые залежи. Прогнозируется широкое развитие продуктивных рифовых построек в Косью-Роговской впадине.
В нижнепермском сульфатно-галогенно-терригенном НГК в складчато-надвиговых структурах юга Верхнепечорской впадины, в том числе на Курьинском месторождении, где газ содержится в порово-трещинных коллекторах с пористостью до 10%, эффективная мощность в полной мере не изучена. Трещины, обладающие ограниченной емкостью, по-видимому, выступают в качестве основных проводящих каналов, обеспечивающих взаимосвязь отдельных участков залежи и поступление газа к забоям скважин. Рассматриваемая зона представляет собой одну из немногих территорий ТПП, где граница МК4 регистрируется на глубинах около 1 км. Органическое вещество преобразовано процессами катагенеза до стадии МК4 и выше и реализует свой генерационный потенциал. Отсутствие возможности эмиграции газа из газоматеринской толщи (низкая пористость песчаников) обусловило накопление его в сводовой части структур в непосредственно самой газоматеринской толще. Такие низкопоровые коллекторы распространены на очень большой площади и, возможно, содержат очень большие запасы газа [Никонов, Ласкин, Куранов,
2000]. Ресурсы комплекса в полной мере не оценены из-за отсутствия экспериментальных работ - надежного выделения продуктивных интервалов, получения стабильных притоков газа при опробовании, разработки технологии добычи газа из низкопоровых коллекторов.
В верхнепермском терригенном НГК развиты очень сложные и плохо прогнозируемые залежи нефти, приуроченные к русловым зонам в Ижма-Печорской и Большесынинской впадинах и к аллювиально-дельтовым зонам на валах Печоро-Колвинского авлакогена.
Новые перспективные руслового типа зоны нефтегазонакопления пока не установлены.
Перспективы триасового терригенного НГК в Республике Коми пока также не оценены.
Приведенные в обзоре направления поисково-разведочных работ в ближайшие годы обеспечат воспроизводство ресурсной базы углеводородов Республики Коми. Однако уже сейчас видно, что в платформенной части провинции остаточные ресурсы нефти и газа не смогут обеспечить новые существенные открытия в долгосрочной перспективе и неотвратимым будет расширение поисковых работ в геологически сложнопостроенных районах, к которым, в первую очередь, относится Предуральский краевой прогиб.
Литература
Антошкина А.И. Литолого-палеогеографические особенности позднеордовикских рифов Печорского Урала // Литология и геохимия осадочных формаций северо-востока Европейской части России. - Тр. инст. геологии Коми НЦ УрО РАН. - Сыктывкар, 1992. -Вып. 79. - С. 20-33.
Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения // СПб.: Недра. - 2004. - 396 с.
Гайдеек В.И., Никонов Н.И., Петренко Е.Л. Перспективы нефтегазоносности доманикитов Тимано-Печорской провинции // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. - Сб. м-лов межд. научно-практич. конф. (30 июня - 3 июля 2008 г., ВНИГРИ). - СПб., 2008. - С. 174-182.
Данилов В.Н., Иванов В.В., Гудельман А.А., Журавлев А.В., Вишератина Н.П., Огданец Л.В., Уткина О.Л. Перспективы нефтегазоносности центральной части поднятия Чернышева по результатам геологоразведочных работ на Адакской площади // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
Иванов В.В., Торопов В.А., Уткина О.Л., Гудельман А.А. Геологическое строение Лемвинского поперечного опускания по результатам геолого-разведочных работ ООО
«Газпром переработка» // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - Научно технический сборник. - 2010. - №3. - С. 10-24.
Никифорова Л.В., Додина Е.В. Фациальная характеристика нижнефранских поддоманиковых отложений юго-западной части Ижма-Печорской синеклизы // Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности. - Сб. м-лов межд. научно-практич. конф. (30 июня - 3 июля 2008 г., ВНИГРИ). - СПб., 2008. - С. 526-531.
Никифорова Л.В., Никонов Н.И. Новая перспективная зона нефтегазонакопления в среднеордовикских-силурийских отложениях центральной части Ижма-Печорской впадины // Тезисы научной конференции «Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий Севера и Северо-Востока Европейской части России». - М.: ИГиРГИ, 2007. - С. 84-86.
Никонов Н.И., Ласкин. В.М., Куранов А.В. Перспективы газоносности Курьинско-Патраковского НГР // Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов Европейского севера России. - Материалы Всероссийской конференции (26-28 апреля 2000 г., Сыктывкар, Республика Коми). - Сыктывкар, 2000. - С. 95-97.
Никонов Н.И., Куранов А.В., Ласкин. В.М. Перспективы поисков залежей нефти и газа в зонах сочленения Урала и Тимано-Печорской плиты // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока. - Материалы Всероссийской конференции (15-17 апреля 2003 г., Ухта). - Ухта: УГТУ, 2003. - С.85-88.
Островский М.И., Богданов В.П., Никонов Н.И., Богданов Б.П. Прогноз рифогенных зон газонакопления Косью-Роговской впадины // Советская геология, 1987. - № 7. - С. 24-27.
Прищепа О.М., Богацкий В.И. Перспективы малоизученных районов и неоцененных горизонтов Тимано-Печорской провинции как результат уточнения схемы тектонического районирования // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2012. - № 2. - С. 4-12.
Nikonov N.I., Teplov E.L.
LLC "Timan-Pechora Research Centre", Ukhta, Russia, info@tpnic.ru Prishchepa O.M., Makarevich V.N.
All-Russia Petroleum Research Exploration Institute (VNIGRI), Saint Petersburg, Russia, omp@vnigri.ru
OIL AND GAS EXPLORATION IN REPUBLIC OF KOMI
Perspective areas in Republic of Komi are as follows: Upper Devonian - Tournaisian oil and gas complex of Tsilegorsk area and southern Denisovsk Depression, in which Silurian oil and gas accumulation zones were identified. The prospects of Khoreyver Depression are associated with the Asselian-Sakmarian biostromes and bioherms. Oil and gas accumulation zones in Upper Ordovician deposits are expected in Kosyu-Rogow Depression and on the Chernyshev Ridge, where Silurian and Lower Devonian deposits are perspective too. The zones associated with large overthrust folds are related to the folded part of the Pre-Ural trough.
Keywords: oil, gas, reserve renewing, oil and gas accumulation zone, oil and gas complex, exploration, Republic of Komi.
References
Antoshkina A.I. Litologo-paleogeograficheskie osobennosti pozdneordovikskikh rifov Pechorskogo Urala [Lithologic and paleogeographic features of Late Ordovician reef of Pechora Urals]. Litologiya i geokhimiya osadochnykh formatsiy severo-vostoka Evropeyskoy chasti Rossii. Tr. inst. geologii Komi NTs UrO RAN. Syktyvkar, 1992, vol. 79, p. 20-33.
Belonin M.D., Prishchepa O.M., Teplov E.L., Budanov G.F., Danilevskiy S.A. Timano-Pechorskaya provintsiya: geologicheskoe stroenie, neftegazonosnost' i perspektivy osvoeniya [Timan-Pechora province: geology, petroleum potential and prospects of development]. Saint Petersburg: Nedra, 2004, 396 p.
Danilov V.N., Ivanov V.V., Gudel'man A.A., Zhuravlev A.V., Visheratina N.P., Ogdanets L.V., Utkina O.L. Perspektivy neftegazonosnosti tsentral'noy chasti podnyatiya Chernysheva po rezul'tatam geologorazvedochnykh rabot na Adakskoy ploshchadi [Oil and gas potential of the central part of the Chernyshev swell based on geological exploration data at the Adak area]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika, 2011, vol. 6, no. 2, available at: http://www.ngtp.ru/rub/4721_2011 .pdf
Gaydeek V.I., Nikonov N.I., Petrenko E.L. Perspektivy neftegazonosnosti domanikitov Timano-Pechorskoy provintsii [Petroleum potential prospects of domanicids of Timan-Pechora province]. Litologicheskie i geokhimicheskie osnovy prognoza neftegazonosnosti. Proceedings of International conference (30 June - 3 July 2008, VNIGRI). Saint Petersburg, 2008, p. 174-182.
Ivanov V.V., Toropov V.A., Utkina O.L., Gudel'man A.A. Geologicheskoe stroenie Lemvinskogo poperechnogo opuskaniya po rezul'tatam geologo-razvedochnykh rabot OOO «Gazprom pererabotka» [The geological structure of the Lemva cross plunge according to the results of exploration of LLC "Gazprom pererabotka"]. Geologiya, burenie, razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik. Moscow, 2010, no. 3, p. 10-24.
Nikiforova L.V., Dodina E.V. Fatsial'naya kharakteristika nizhnefranskikhpoddomanikovykh otlozheniy yugo-zapadnoy chasti Izhma-Pechorskoy sineklizy [Facial characteristics of Lower Frasnian under-domanicids deposits of south-western part of the Izhma-Pechora Syncline]. Litologicheskie i geokhimicheskie osnovy prognoza neftegazonosnosti. Sb Proceedings of International conference. (30 June - 3 July 2008, VNIGRI). Saint Petersburg, 2008, p. 526-531.
Nikiforova L.V., Nikonov N.I. Novaya perspektivnaya zona neftegazonakopleniya v sredneordovikskikh-siluriyskikh otlozheniyakh tsentral'noy chasti Izhma-Pechorskoy vpadiny [New
perspective zone of oil and gas accumulation in the Middle Ordovician - Silurian sediments of the central part of Izhma-Pechora Depression]. Proceeding of conference «Perspektivy neftegazonosnosti maloizuchennykh territoriy Severa i Severo-Vostoka Evropeyskoy chasti Rossii». Moscow: IGiRGI, 2007, p. 84-86.
Nikonov N.I., Kuranov A.V., Laskin. V.M. Perspektivy poiskov zalezhey nefti i gaza v zonakh sochleneniya Urala i Timano-Pechorskoy plity [Prospecting prospects for oil and gas in the junction areas of the Urals and Timan-Pechora plate]. Bol'shaya neft': realii, problemy, perspektivy. Neft' i gaz Evropeyskogo Severo-Vostoka. Proceedings of International conference (15-17 April 2003, Ukhta). Ukhta: UGTU, 2003, p. 85-88.
Nikonov N.I., Laskin. V.M., Kuranov A.V. Perspektivy gazonosnosti Kur'insko-Patrakovskogo NGR [Prospects of gas-bearing of Kuryinsky-Patrakovsky oil and gas region]. Aktual'nye problemy geologii goryuchikh iskopaemykh osadochnykh basseynov Evropeyskogo severa Rossii. Proceedings of International conference (26-28 April 2000, Syktyvkar, Republic of Komi). Syktyvkar, 2000, p. 95-97.
Ostrovskiy M.I., Bogdanov V.P., Nikonov N.I., Bogdanov B.P. Prognoz rifogennykh zon gazonakopleniya Kos'yu-Rogovskoy vpadiny [Forecast of reef zones of gas accumulation of Kosyu-Rogow Depression]. Sovetskaya geologiya, 1987, no. 7, p. 24-27.
Prishchepa O.M., Bogatskiy V.I. Perspektivy maloizuchennykh rayonov i neotsenennykh gorizontov Timano-Pechorskoy provintsii kak rezul'tat utochneniya skhemy tektonicheskogo rayonirovaniya [Prospects of poorly studied areas and unevaluated layers of Timan-Pechora province as a result of tectonic zoning scheme clarification]. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, 2012, no. 2, p. 4-12.
© Никонов Н.И., Теплов Е.Л., Прищепа О.М., Макаревич В.Н., 2013
