Направления поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.982.23(470.11)+(470.13) DOI 10.31087/0016-7894-2019-3-57-65

Направления поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции

© 2019 г.|Е.Б. Грунис1, В.Б. Ростовщиков2, Я.С. Сбитнева2, Ю.А. Большакова2

1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; grunis@vnigni.ru; 2ФГБОУ «Ухтинский государственный технический университет», Ухта, Россия; vrostovchikov@ugtu.net; yana.loma4inskaya@yandex.ru; bolshakovayulia21.06.93@yandex.ru

Поступила 13.12.2018 г. Принята к печати 01.03.2019 г.

Ключевые слова: структурно-тектонические ловушки; стратиграфическое выклинивание; палеосвод; условия формирования; залежь; месторождение; нефть; газ.

В статье рассмотрены направления поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Основными объектами поисков являются: по нефти — недостаточно изученные зоны, связанные с выклиниванием силур-нижнедевонских карбонатных отложений на склонах Большеземельского и Денисовского палеосводов, по газу — территория Предуральского краевого прогиба, где широко развиты крупные структурно-тектонические ловушки. Особенностью геологического строения данной территории является широкое распространение разломов и надвиговой тектоники, генезис которых связан с процессами субдукции на завершающих этапах развития Урало-Монгольского подвижного пояса. На территории исследований распространены локальные структуры, образованные в результате данных процессов, многие из которых нефтегазонасыщенные. В Северо-Предуральской нефтегазоносной области открыто 19 месторождений углеводородов. Распределение залежей с разными флюидами представляется следующим: во внутренней зоне формировались в основном газовые и газоконденсатные залежи, в центральной — газовые, газоконденсатные с нефтяными оторочками, на внешнем борту — нефтяные залежи. В настоящее время впадины Предуральского краевого прогиба характеризуются крайне неопределенной оценкой ресурсного потенциала углеводородов. Особый интерес представляют доманикоидные отложения верхнего девона и слабоизученный, но высокоперспективный пермотриасовый терригенный комплекс, который широко распространен не только в пределах континентальной части Тимано-Печорской провинции, но и на территории примыкающего арктического шельфа.

I

Для цитирования: Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., Сбитнева Я.С., Большакова Ю.А. Направления поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. - 2019. - № 3. - С. 57-65. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-57-65.

Oil and gas fields in Timan-Pechora Province: exploration trends

© 2019 | E.B. Grunis1, V.B. Rostovshchikov2, Ya.S. Sbitneva2, Yu.A. Bol'shakova2

^ll-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; grunis@vnigni.ru;

2Ukhta state technical university, Ukhta, Russia; vrostovchikov@ugtu.net; yana.loma4inskaya@yandex.ru; bolshakovayulia21.06.93@yandex.ru

Received 13.12.2018 Accepted for publication 01.03.2019

Key words: two-way closures; stratigraphic pinch-out; paleo-arch; formation conditions; accumulation; field; oil; gas.

The paper discusses trends of new oil and gas fields exploration and prospecting in Timan-Pechora Province. Main exploration targets are: for oil — underexplored zones associated with pinching out of Silurian-Lower Devonian carbonate deposits at the slopes of Bol'shezemel'sky and Denisovsky paleo-arches; for gas — territory of pre-Urals Foredeep, where large two-way closures occur in abundance. Wide-spread occurrence of faults and thrust tectonics is a feature of geological architecture in this territory. Their genesis is related to subduction processes in the final stages of Urals-Mongolian mobile belt evolution. Local structures formed as a result of these processes are common in the territory; many of them are oil and gas saturated. 19 hydrocarbon fields are discovered in the North pre-Urals Petroleum Province. Distribution of accumulations saturated with different fluids seems to be as follows: gas and gas condensate accumulations were mainly formed in the internal zone; gas, gas condensate with oil rims — in the central zone; oil accumulations — in the external wall. Currently, an extremely uncertain estimate of potential hydrocarbon resources is typical of depressions of the pre-Urals Foredeep. Domanik-type Upper Devonian formations and underexplored yet promising Permian-Triassic terrigenous series are of particular interest. The latter is widespread not only within the continental part of Timan-Pechora Province, but also in the territory of the neighbouring Arctic shelf.

■ For citation: Grunis B.B., Rostovshchikov V.B., Sbitneva Ya.S., Bol'shakova Yu.A. Oil and gas fields in Timan-Pechora Province: exploration trends. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2019;(3):57-65. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-57-65.

Для воспроизводства сырьевой базы УВ на европейском Севере необходимо активизировать геолого-разведочные работы на нефть и газ, особенно на территории Республики Коми [1]. При достаточно высокой разведанности прогнозных ресурсов нефти (около 50 %) и невысокой по газу (примерно 30 %) существуют значительные нереализованные перспективы открытия нетрадиционных месторождений УВ.

К основным объектам поисков месторождений относятся:

1) по нефти:

- среднеордовик-нижнедевонский нефтегазоносный комплекс (НГК) с широким развитием неантиклинальных, структурно-стратиграфических, литологических, эрозионных ловушек в пределах Большеземельского палеосвода и Денисовского прогиба;

- пермотриасовый терригенный НГК с преобладанием литологических и структурно-литологических ловушек дельтового генезиса в северной части Тима-но-Печорской провинции и ее арктическом продолжении [2];

- визейско-нижнепермский НГК с биогермными, рифогенными и биостромными ловушками на всей территории Тимано-Печорской провинции и ее арктическом продолжении;

2) по газу:

- главным объектом поисков является Пред-уральский краевой прогиб с крупными структурно-тектоническими ловушками в центральной и внутренней зонах прогиба;

- значительные перспективы связывают с Коро-таихинской впадиной Предпайхойско-Новоземель-ского краевого прогиба.

Хорейверская нефтегазоносная область (НГО) является одной из основных по разведанным запасам нефти Тимано-Печорской провинции. При этом наиболее изучен доманиково-турнейский НГК.

Нижнедевон-силурийские отложения, характеризующиеся высоким нефтегенерационным потенциалом (> 500 г/м3), находились в главной зоне нефте-образования длительное время после формирования ловушек под региональной тиманской покрышкой.

Прогнозные ресурсы нефти, находящейся в самых различных нестандартных геологических условиях (тяжелая и сланцевая в доманикитах; залежи в ловушках скрытого типа, неструктурного типа в трещинных коллекторах нефтематеринских пород), оцененные (или рассчитанные) эволюционно-катагенетическим методом, в первом приближении составляют около 500 млн т. Открытие здесь новых залежей в значительной степени увеличит промышленную значимость региона и будет способствовать повышению экономической рентабельности.

Основным структурным элементом Хорейвер-ской впадины по нижнепалеозойским отложениям является Болышеземельский погребенный свод, сформировавшийся в предпозднедевонское время за счет инверсии и глубокого размыва нижнедевон-си-лурийских отложений. В результате под тиманскую глинистую региональную покрышку выходят: в центральной и западной частях — нижнесилурийские, далее на восток, север и юг — верхнесилурийские и в самой восточной части — нижнедевонские карбонатные отложения.

Палеогеографическая ситуация к началу позднего девона способствовала физико-химическому выветриванию, эрозии, гипергенезу, денудации и созданию зон вторичной пористости вплоть до кар-стообразования.

В период позднедевонской трансгрессии была сформирована надежная региональная глинистая покрышка коллекторов, что и обусловило наличие разнообразных ловушек, часто не контролируемых структурным фактором. Например, залежи нефти на месторождениях им. Р. Требса, им. А. Титова, Запад-но-Сандивейском, Баганском (рис. 1, 2).

Нижнепалеозойский комплекс сложен суль-фатно-терригенно-карбонатными отложениями среднего - верхнего ордовика, карбонатами силура, глинисто-карбонатными породами нижнего девона [3]. Нефтегазоматеринские породы представлены глинистыми и карбонатно-глинистыми породами с содержанием Сорг > 8 %.

Отложения прошли три этапа интенсивного нефтегазообразования: силур-раннедевонский, среднедевон-турнейский, пермотриасовый. Все этапы на начальной стадии обусловлены значительным погружением и интенсивным осадко-накоплением, на завершающей — термобарическими и тектонодинамическими процессами. Нефтегазогенерационный потенциал реализован на 70-75 %.

К началу позднедевонского времени отложения верхнеордовик-нижнедевонского НГК прошли первый этап главной фазы нефтегазообразования и вследствие высокого содержания ОВ стали первыми источниками УВ (рис. 3).

Анализ детальных сейсмических материалов, увязанных с данными бурения, позволил построить предварительную модель нижнедевон-силурий-ских отложений в Цильегорской депрессии. К югу от Колвинской структурно-стратиграфической залежи нефти выделяется подобная ей крупная морфогене-тическая ловушка в нижнедевонских карбонатных отложениях.

На сейсмическом профиле 4-08-12 (см. рис. 2) видна неоднородная эродированная поверхность нижнего девона - силура, наблюдается сложное волновое поле внутри нижнесилурийской толщи.

Рис. 1.

Fig. 1.

Строение нижнесилурийского природного резервуара (Хорейверская впадина. Баганское месторождение) Structure of Lower Silurian natural reservoir (Khoreiversky Depression. Bagansky field)

- -3100

-3200

- -3300

1 2 Ш S

Абс. отметка, м

Доломиты (1, 2): 1 — илово-водорослевые (низко-среднеемкий коллектор), 2 — детритово-иловые (низкоемкий коллектор); 3 — карбонатно-глинистые отложения тимано-саргаевского горизонта (покрышка)

Dolomite (1, 2): 1 — silty-algal (low-medium-capacity reservoir), 2 -formations of Timan-Sargaevsky Horizon (seal)

■ detritic-silty (low-capacity reservoir); S — carbonate-argillaceous

Рис. 2.

Fig. 2.

Аномалии волновых полей, сопоставляемые с карстами в силурийских отложениях

(Хорейверская впадина. Баганское месторождение) Wavefield anomalies correlating with karst in Silurian formations (Khoreiversky Depression. Bagansky field)

Баганское поднятие ЮЗ СВ

3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 L, м

I(Pl)

t, мс

II(C1S)

IHM(C-D)

IIIfm1(D3fm1)

III—IV(D—S)

IV-V(S-O) V(O)

VI(PR)

1 2 \\

1 — рифы; 2 — эрозионные врезы; 3 — тектонические нарушения

1 — reefs; 2 — erosion; 3 — seismic faults

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ

Центральная нижнесилурийская зона нефтегазо-носности (НГЗ). Здесь прогнозируется широкое развитие скрытых эрозионных, гипергенных ловушек неструктурного типа (Сандивейское, Баганское месторождения).

В пределах верхнесилурийской НГЗ развиты структурно-стратиграфические, литолого-страти-графические ловушки с неравномерным распределением коллекторов как первичной (седиментаци-онной), так и вторичной гипергенной пористости.

Восточная нижнедевонская НГЗ характеризуется наличием структурно-стратиграфических ловушек крупных размеров. В этой зоне уже открыто Колвинское нефтяное месторождение и прогнозируются подобные на юге — в Цильегорской депрессии, на северо-востоке — на склонах Большезе-мельского свода.

Учитывая историю геологического развития территории и условия формирования залежей, целесообразно:

- составить геологическую модель формирования и развития ордовик-нижнедевонского НГК;

- выделить перспективные зоны и объекты с количественной оценкой ресурсов;

2000

2500

S

Рис. 3. Fig. 3.

Строение верхнеордовик-нижнедевонского НГК к началу позднедевонского времени (восточный борт Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны) Structure of Upper Ordovician-Lower Devonian Play by early Later Devonian time (eastern wall of Khoreiversky Depression and Varandey-Adz'vinsky Structural Zone)

Система Отдел Ярус Горизонт Глубина, м

>s s 100

s

i; 200

к то 0 1 >s >s и s ш т о и 300

и I ¥ с m О 400

m е ^ и X X О СГ Овинпармский 500

600

700

800

>s s

к >s о * 900

с >s й s .0 я и н ф ю 1000

и а. >~ и С X р е s CL С р 1100

CD тз 1200

оо

ЮЗ

СВ

Колва-11 Изъямусюр-6

Черпаю-25 Хасырей-2 Нядейю-7

Сарембой-2 i L

1 2 3 2

Доломиты (1, 2): 1 — детритово-водорослевые (высоко-среднеемкий коллектор), 2 — кораллово-строматопоровые (высоко-среднеемкий коллектор); 3 — известняки иловые (рассеивающая толща); 4 — глинистые известняки, мергели, ангидриты (зональная покрышка); 5 — ангидрито-доломитовые отложения (рассеивающая толща)

Dolomite (1, 2): 1 — detritic-algal (high-medium-capacity reservoir), 2 — coral-stromatoporous (high-medium-capacity reservoir); 3 — mudstone (scattering series); 4 — argillaceous limestone, marl, anhydrite (zonal seal); 5 — anhydrite-dolomitic formations (scattering series)

- на перспективных участках провести площадную и, в случае наличия сейсморазведочных материалов 3D, объемные реконструкции осадко-накопления и постседиментационных процессов нижнепалеозойских отложений на основе динамического анализа сейсмических материалов и комплексной интерпретации с материалами бурения;

- на основе анализа проведенных геофизических и буровых работ с учетом опыта по другим регионам определить методику геолого-разведочных работ и комплекс методов поиска нижнедевон-силурийских отложений.

В Денисовской впадине основной структурой формирования многочисленных ловушек разных типов в нижнедевон-силурийских отложениях являются Лайское погребенное валообразное поднятие и Лод-минская перемычка.

В пределах центральной части поднятия и на его склонах формировались зоны сложных высокоемких коллекторов гипергенно-осадочного происхождения. Нижнефранская трансгрессия способствовала перекрытию проницаемых зон плотными глинистыми образованиями тиманского возраста. В результате на склонах поднятия сформировались структурно-стратиграфические, а в центральной части — гипергенные, эрозионные и другие ловушки. В пределах таких

зон открыто Северо-Ламбейшорское месторождение легкой (летучей) нефти.

К основным направлениям геолого-разведочных работ в Денисовской впадине относятся:

- склоны Лайского поднятия и Лодминской перемычки (структурно-стратиграфические ловушки в нижнедевонских отложениях, силуре);

- центральные зоны (гипергенные, эрозионные ловушки в нижнесилурийских отложениях).

К основным проблемам геолого-разведочных работ как в Хорейверской, так и Денисовской впадинах относятся:

- залежи в нижнедевон-силурийских отложениях открыты в результате применения стандартной антиклинальной методики поиска (Средне-Макари-хинское, Верхне-Возейское, Баганское, Западно-Сан-дивейское, Колвинское, им. Р. Требса, им. А. Титова и другие месторождения);

- открытия часто были случайными, так как структурный фактор играл не главную роль в формировании ловушек. Например, Западно-Сандивей-ское месторождение открыто только после бурения нескольких «пустых» скважин. Скважина 3 случайно попала в эрозионно-стратиграфическую ловушку,

Рис. 4. Fig. 4

Композитный временной разрез по профилям 20187-04, 20186-17, 20189-26, 20890-22 (Коротаихинская впадина (верхняя пермь). Интерпретация Ростовщикова В.Б., Колоколовой И.В., 2012) Slalom seismic time section along 20187-04, 20186-17, 20189-26, 20890-22 Lines (Korotaikhinsky Depression (Upper Permian). Interpreted by Rostovshikov V.B., Kolokolova I.V., 2012)

практически не контролируемую структурным фактором;

- сейсморазведка использовалась как основной метод подготовки не ловушки, а структуры под поисковое бурение;

- не учитывался фактор широкого развития скрытых (неструктурных ловушек) эрозионного и гипергенного генезиса, к которым приурочены основные неразведанные ресурсы нефти в пределах Боль-шеземельского свода;

- в настоящее время не существует рабочей геологической модели строения и развития силурийских отложений, нет оценки прогнозных ресурсов с учетом сложного характера распространения ловушек, не выработана эффективная методика прогноза, подготовки и опоискования таких объектов.

Большие надежды по приросту запасов нефти связываются с надкарбонатным пермотриасовым терригенным НГК, который занимает 1/3 осадочного наполнения континентальной части Тимано-Печор-ского бассейна и значительную часть в арктическом продолжении.

В результате последних исследований (И.А. Ма-ракова, В.Б. Ростовщиков) установлено широкое развитие в надкарбонатном пермотриасовом терри-генном НГК прибрежно-шельфовых ловушек дельтового, барового и руслового типов в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции, что позволило составить поисковую классификационную схему таких ловушек [4]. Пример развития дельтовых отложений в Коротаихинской впадине показан на рис. 4.

Основные направления эффективного поиска залежей УВ в ловушках подобного типа:

- разработка методики прогнозирования и оценки зон развития нефтегазоперспективных ловушек;

- отработка опытно-экспериментальных полигонов для определения рационального комплекса геолого-разведочных работ;

- разработка программного пакета для моделирования условий осадконакопления и генерации УВ.

Основными объектами поиска крупных месторождений газа являются недостаточно, а по отдельным комплексам и территориям слабо-изученные Северо-Предуральский и Пайхой-Но-воземельский краевые прогибы в Верхнепечорской, Большесынинской, Косью-Роговской, Коротаихин-ской впадинах и разделяющих их Среднепечорском и Воркутском поднятиях, а также шовной структуре — гряде Чернышова.

Площадь перспективных земель в континентальной части составляет более 100 000 км2, изученность сейсморазведкой методом общей глубинной точки (МОГТ) — менее 1 км/км2, тогда как в примыкающей к прогибу Печорской синеклизе — до 10 км/ км2, средняя изученность бурением составляет около 150 км2/ скв., причем основные перспективные комплексы (визейско-нижнепермский, доманиково-турнейский), а также автохтонные части и внутренние зоны прогибов менее изучены.

Прогнозные ресурсы, оцененные эволюционно-катагенетическим методом, составляют более 3 трлн м3 и сосредоточены в следующих структурно-тектонических зонах и НГК.

Внутренняя зона Северо-Предуральского прогиба представляет сложнопостроенную чешуйчато-над-виговую область шириной до 30-60 км и протяженностью более 1000 км, которая частично перекрыта гранитогнейсовым козырьком со стороны Урала. Состоит из высокоамплитудных надвиговых структур, часто крупных размеров. Перспективные отложения — от силура до верхней перми [5].

В Косью-Роговской впадине — Прилемвинская и Верхнегрубеюская чешуйчато-надвиговые дислокации включают поднадвиговые структуры с трещин-но-кавернозным типом коллекторов гипергенного и тектонодинамического происхождения в доманико-во-турнейском НГК. Здесь прогнозируются залежи в верхних и нижних НГК (рис. 5).

Рис. 5. Fig. 5.

Сейсмогеологическая модель строения внутренней зоны Предуральского прогиба (Богданов Б.П., 2016) Geoseismic model of the pre-Urals Trough internal zone structure (Bogdanov B.P., 2016)

СЗ

0

-1000 -2000 -3000 -4000 -5000 -6000

3-07-01

3-07-02 I

ЮВ

3-07-03 I

3-07-04 I

3-07-05 I

Косью-Роговская впадина

Абс. отметка, м

Временной разрез по профилю 1103 Хоседаю-Неруюского нефтяного месторождения Seismic time section along 1103 Line in Khosedayu-Neruyusky oil field

Сейсмогеологическая модель строения Верхнепечорской впадины и Среднепечорского поперечного поднятия Geoseismic model of Verkhnepechorsky Depression and Srednepechorsky High structure

Гердъельская синклиналь

Еджид-Кыртинская структура

Токаръельская синклиналь

Абс. отметка, м

Рис. 8. Fig. 8.

Сейсмогеологическая модель строения Вуктыльского газоконденсатонефтяного месторождения Geoseismic modelof the Vuktyl'sky gas condensate and oil field structure

Ближняя структура

Вуктыльская структура

87 1422741193 51 118 39

-1700

-2500-

-3500-

-4500-

-5000-

-5500-

Абс. отметка , м

Залежи (1, 2): 1 — установленные, 2 — предполагаемые Accumulations (1, 2): 1 — known, 2 — assumed

50

42

В пределах гряды Чернышева особого внимания заслуживает автохтонная часть Хоседаюского вала. Доступные для бурения глубины и значительные размеры по площади и амплитуде делают этот объект высокоперспективным по отложениям верхнего и нижнего девона, а также силура. Здесь прогнозируются кавернозные и трещинные коллекторы гипергенного и тектонодинамического происхождения (рис. 6).

Среднепечорское поперечное поднятие характеризуется сложным строением и высокими перспективами, что подтверждается наличием рифогенных

образований в доманиково-турнейском комплексе, развитием мощных песчаных пластов в нижележащих среднедевон-нижнефранских отложениях и отрытым крупным Западно-Соплесским газоконден-сатным месторождением (рис. 7).

Верхнепечорская впадина наиболее актуальна и перспективна для открытия здесь крупных залежей газа и газоконденсата. В восточной Сарьюдинской складчатой зоне прогнозируются крупные структурно-тектонические объекты надвигового и поднад-вигового типов с развитием трещинно-кавернозных коллекторов тектонодинамического и гипергенного

Рис. 9. Fig. 9.

Строение Коротаихинской впадины Architecture of Korotaikhinsky Depression

Верхнеадзвинская впадина Вал Гамбурцева Талотинский вал

Нядейю-9

Сарембой-1

Коротаихинская впадина Песташорская складчато-надвиговая зона Лабогейская-15

- -1000 - -2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 - -1000 Абс. отметка, м

генезиса. Пристального внимания заслуживает автохтонная часть крупнейшего Вуктыльского газоконден-сатного нефтяного месторождения (рис. 8).

Коротаихинская впадина, расположенная в пределах Пайхой-Новоземельского краевого прогиба, является, с одной стороны, слабоизученной территорией как по площади, так и по разрезу, с другой — высокоперспективной по прогнозным ресурсам, как нефти, так и газа. По предварительным оценкам, прогнозные ресурсы нефти могут составить до 160 млн т, газа — 240 млрд м3 (Прищепа О.М. и др., 2008). Практическая привлекательность и потенциальные возможности этой территории предопределяются наличием разрабатываемых угольных месторождений (Воркута) и мощной газотранспортной системой, проходящей через Коротаихинскую впадину и соединяющей месторождения п-ова Ямал с потребителями России и странами Западной Европы.

В геологическом отношении Коротаихинская впадина приурочена к сложному структурно-тектоническому узлу: с севера-востока ограничена горным сооружением Пай-Хоя, с юго-востока — Уралом, на юго-западе — Варандей-Адзьвинской структурной зоной и грядой Чернышова. Такое положение предопределило сложное строение впадины. По характеру тектонических нарушений и их интенсивности выделяются две зоны: внешняя и внутренняя. Внешняя зона включает Вашуткино-Талотинскую складчато-надвиговую систему и ее обрамления. Внутренняя зона со стороны Пай-Хоя представлена Васьягинско-Сабриягинской чешуйчатой складчато-надвиговой системой (рис. 9).

В строении осадочного чехла выделяется три резко отличающихся структурных этажа:

- нижний — платформенный, представленный ордовик-нижнепермскими преимущественно карбонатными отложениями;

- средний — нижнепермско-триасовый, выполненный молассовыми толщами;

- верхний — юрско-меловой, сложенный кайнозойскими терригенными отложениями.

Основные перспективы поисков залежей газа связаны с палеозойскими отложениями во внутренней Предпайхойской зоне развития крупных структурно-тектонических ловушек.

Нижнепермско-верхнедевонские комплексы, представленные в основном карбонатными отложениями, включают рифогенные образования различных морфогенетических типов (от одиночных до барьерных систем).

Для повышения эффективности геологоразведочных работ в таких нестандартных зонах, как системы чешуйчато-надвиговых дислокаций со сложными типами коллекторов, необходимо:

- проведение детальных гравиметрических исследований;

- выполнение сейсморазведочных работ 2D и 3D с последующей динамической обработкой материалов;

- создание моделей бассейнов осадконакопления;

- выяснение условий генерации и аккумуляции УВ;

- вскрытие перспективных интервалов бурением на инертных растворах с проведением промыслово-геофизических исследований;

Литература

- опробование пластов в процессе бурения с полным комплексом геодинамических исследований;

- использование при испытании всех современных методов вторичного воздействия на пласт, в том числе гидроразрыва.

1. Гаврилов В.П., Грунис Е.Б. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания // Геология нефти и газа. - 2012. - № 5. - С. 30-38.

2. Грунис Е.Б., Маракова И.А., Ростовщиков В.Б. Особенности строения, условия формирования пермского терригенного комплекса, этапы образования неантиклинальных ловушек в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции // Геология нефти и газа. - 2017. - № 1. - С. 13-25.

3. Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., Богданов Б.П. Соли ордовика и их роль в особенностях строения и нефтегазоносности северо-востока Тимано-Печорской провинции // Георесурсы. - 2016. - Т. 18. - № 1. - С. 13-23.

4. Маракова И.А., Ростовщиков В.Б. Палеотектонические условия формирования залежей углеводородов в терригенных отложениях северо-востока Тимано-Печорской провинции // Новые идеи в геологии нефти и газа — 2015 : сб. науч. тр. - М. : Изд-во Московского университета, 2015. - С. 276-278.

5. Анищенко Л.А., Вишератина Н.П., Гудельман А.А., Данилов В.Н. Геологическое строение и перспективы газоносности Западного склона Полярного и Приполярного Урала (по результатам геологоразведочных работ) / Под общ. ред. В.Н. Данилова. - Ухта : ФГУП «ВНИГРИ», 2015. - 264 с.

References

1. Gavrilov V.P., Grunis E.B. The state of oil production resource base in Russia and its increase prospects. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2012;(5):30-38.

2. Grunis E.B., Marakova I.A., Rostovshchikov V.B. Structural features and formation conditions of the Permian terrigenous sequence and stages of non-anticlinal trap formation in the northeastern part of the Timan-Pechora province. Geologiya nefti i gaza = Oil and gas geology. 2017;(1):13-25.

3. Grunis E.B., Rostovshchikov V.B., Bogdanov B.P. Ordovician Salts and Their Role in the Structure and Oil and Gas Potential of the Northeast of the Timan-pechora Province. Georesources. 2016;18(1):13-23.

4. Marakova I.A., Rostovshchikov V.B. Paleotectonic conditions of the formation of hydrocarbon deposits in terrigenous sediments of the northeast of the Timan-Pechora province. In: Novye idei v geologii nefti i gaza — 2015: sb. nauch. tr. Moscow: Moscow University Press; 2015. pp. 276-278.

5. Anischenko L.A., Visheratina N.P., Gudelman A.A., Danilov V.N. The geological structure and gas prospects of the Western slope of the Polar and Subpolar Urals (as a result of geological exploration). In: V.N. Danilov, ed. Ukhta: VNIGRI; 2015. 264 p.