НЕРАЗВЕДАННЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПОДНАДВИГОВЫХ СТРУКТУР ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

Грунис Е.Б.; Ростовщиков В.Б.; Давыденко Б.И.; Колоколова И.В.; Сотникова А.Г.; Лукова С.А.; Сбитнева Я.С.

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 553.982.2

DOI 10.31087/0016-7894-2022-3-7-16

Неразведанный углеводородный потенциал поднадвиговых структур Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; grunis@vnigni.ru; boroil@vnigni.ru; sotnikova@vnigni.ru;lukova@vnigni.ru;

2ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет», Ухта, Россия; vrostovchikov@ugtu.net; yalomachinskaya@ugtu.net;

3ФГБУН Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), Москва, Россия; ipngkolokolova@yandex.ru Поступила 14.03.2022 г.

Доработана 22.03.2022 г. Принята к печати 05.04.2022 г.

Ключевые слова: внутриконтинентальные и окраинно-континентальные рифты; авлакогены; краевые предгорные прогибы; шовные структурно-тектонические зоны; надвиговые системы; складчатые пояса; автохтоны и аллохтоны; сейсмическая инверсия.

Аннотация: В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, где планомерные геолого-разведочные работы проводятся около 100 лет, открыто более 240 месторождений углеводородов и создана мощная нефтегазодобывающая промышленность. За последние годы достигнутые уровни добычи нефти и особенно газа не обеспечиваются сырьевыми углеводородными ресурсами. При этом, разведанность прогнозных ресурсов нефти составляет немного более 50 %, свободного газа — 30 %. Одним из высокоперспективных направлений геолого-разведочных работ являются поднад-виговые зоны. В статье на основе структурно-тектонического, литолого-фациального и морфогенетического анализов рассмотрен неразведанный потенциал поднадвиговых структур. Обосновано выделение разнотипных поднадвиговых зон в платформенной части и краевых прогибах Тимано-Печорской провинции. Выделено четыре типа поднадвиговых зон: платформенный внутриконтинентальный и окраинно-континентальный рифтогенный, шовный, краевых прогибов, складчатых поясов. Рассмотрены критерии, позволяющие сделать вывод о высоком углеводородном потенциале поднадвиговых структур Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и даны рекомендации методического характера по доизучению поднадвиговых зон.

1Для цитирования: Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., Давыденко Б.И., Колоколова И.В., Сотникова А.Г., Лукова С.А., Сбитнева Я.С. Неразведанный углеводородный потенциал поднадвиговых структур Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. - 2022. - № 3. -С. 7-16. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-3-7-16.

Unexplored hydrocarbon potential of subthrust structures in Timan-Pechora Petroleum Province

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

2Ukhta State Technical University, Ukhta, Russia; vrostovchikov@ugtu.net; yalomachinskaya@ugtu.net; institute for Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences, Moscow, Russia; ipngkolokolova@yandex.ru Received 14.03.2022

Revised 22.03.2022 Accepted for publication 05.04.2022

Key words: intracontinental and continental marginal rifts; aulacogens; marginal piedmont troughs; structural-tectonic suture zones; thrust systems; fold belts; autochthons and allochthons; seismic inversion.

Abstract: In the Timan-Pechora Petroleum Province, where systematic exploration work has been carried out for about a hundred years, more than 240 hydrocarbon deposits have been discovered, and a powerful oil and gas industry has been created. In recent years, previously achieved levels of oil and especially gas production are not supported by raw hydrocarbon resources. At the same time, exploration maturity of predicted resources is slightly more than 50 % for oil and 30 % for gas. One of highly promising exploration trends is related to subthrust zones. The authors consider the unexplored potential of the subthrust structures of the province on the basis of structural-tectonic, lithofacies and morphogenetic analyses. They substantiate identification of different types of subthrust zones in the platform part and foredeep of the Timan-Pechora Province. Four types of subthrust zones are distinguished: platform intracontinental and continental marginal riftogenic, suture, foredeeps, and folded belts. The considered structural-tectonic, lithofacies and geochemical criteria allow concluding

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

that the subthrust structures of the Timan-Pechora Petroleum Province have a high hydrocarbon potential. Methodological recommendations for subthrust zone development are given.

■ For citation: Grunis E.B., Rostovshchikov V.B., Davydenko B.I., Kolokolova I.V., Sotnikova A.G., Lukova S.A., Sbitneva Ya.S. Unexplored hydrocarbon potential of subthrust structures in Timan-Pechora Petroleum Province. Geologiya nefti i gaza. 2022;(3):7-16. DOI: 10.31087/0016-7894-2022-3-7-16. In Russ.

Введение

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является основным регионом по добыче нефти и газа в северо-западной части России. За почти столетний период геолого-разведочных работ открыто более 240 месторождений нефти и газа. Разведанность прогнозных ресурсов по нефти составляет немногим более 50 %, по газу — 30 %. При этом в провинции существуют направления (зоны) слабоизученные, но имеющие значительный УВ-потенциал. В условиях падающей добычи нефти и неоправданно низких уровней добычи газа в Республике Коми, на которую приходится большая часть перспективных земель Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП), проведение геолого-разведочных работ на таких направлениях представляется актуальным. По мнению авторов статьи, одним из таких направлений являются под-надвиговые структуры.

На территории Тимано-Печорской провинции выделяется две категории региональных структур: Печорская плита и краевые мегапрогибы (Пред-уральский и Припайхойско-Приюжноновозе-мельский), формирование которых происходило под влиянием континентально-окраинных и геосинклинальных режимов соответственно. Непосредственное соседство северо-восточной окраины Восточно-Европейской платформы с северной ветвью Урало-Монгольской геосинклинали в составе Уральской и Пайхойско-Новоземельской геосинклинальных областей, их развитие во времени и пространстве предопределили современное строение основных структурно-тектонических элементов провинции.

Главной особенностью формирования фундамента и осадочного чехла Печорской плиты и краевых прогибов является сочетание вертикальных и тангенциальных движений. Вертикальные движения обусловлены мантийными геодинамическими процессами с заложением и развитием глубинных разломов. Наложение на них горизонтальных и субгоризонтальных движений, вызванных сближением Восточно-Европейского и Сибирского континентов в позднетриас-юрское время, обусловленных замыканием северной ветви Урало-Монгольской геосинклинали, окончательно сформировало современный структурно-тектонический план Тима-но-Печорского региона [1].

Рассмотрим направления (зоны), которые связаны с развитием поднадвиговых структур.

Результаты исследований поднадвиговых зон

По морфогенетическим признакам выделено четыре типа поднадвиговых систем, отличающихся

друг от друга как по генезису и морфологии, так и по перспективам нефтегазоносности (рис. 1):

- поднадвиговые зоны древних континентальных рифтов или платформенных авлакогенов;

- поднадвиговые зоны шовных структурно-тектонических элементов;

- поднадвиговые зоны краевых прогибов;

- поднадвиговые зоны складчатых поясов.

Характеристика поднадвиговых зон

Поднадвиговые зоны древних континентальных рифтов или платформенных авлакогенов установлены на Печорской плите в пределах Печоро-Колвин-ского внутриконтинентального рифта (авлакогена) и Варандей-Адзьвинского окраинно-континен-тального рифта (одностороннего краевого авлако-гена).

Печоро-Колвинский внутриконтинентальный рифт сформировался в современном виде в результате инверсии грабенообразных Печоро-Кож-винского, Колвинского прогибов и образования на их месте одноименных мегавалов. Вертикальные движения, при боковых ограничениях с запада и востока жесткими Ижма-Печорским и Хорейвер-ским блоками, спровоцировали субгоризонтальную разгрузку напряжений при подъеме огромных масс осадочных отложений и смещение их на борта Лай-ско-Лодминского поднятия и Шапкина-Юрьяхин-ского вала Денисовского блока, что создало условия для образования поднадвиговых структур. Перемещение осадочных толщ происходило по нижне-девон-силурийским отложениям. Автохтонные структуры в силурийских карбонатных отложениях, характеризующиеся благоприятными условиями для накопления УВ, имеют преимущественно бра-хиантиклинальную форму.

Развитие Варандей-Адзьвинского окраин-но-континентального рифта также контролировалось глубинными разломами, ограничивающими в современном плане валы и впадины. В начале юрского периода на вертикальные движения на-ложились тангенциальные напряжения Пайхой-ского орогенеза, сформировавшие поднадвиговые зоны — Сорокинскую, Гамбурцевскую и Талотин-скую.

Наиболее примечательной является Талотин-ская поднадвиговая зона, перекрытая региональным Вашуткина-Талотинским надвигом. Поднад-виговый вал имеет размеры 100 х 20 км, амплитуда достигает 300 м (рис. 2). Перспективными являются нижнедевон-силурийские карбонатные отложения, продуктивность которых доказана в пределах Ва-рандей-Адзьвинского авлакогена.

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 1. Fig. 1.

Поднадвиговые зоны Тимано-Печорской НГП Subthrust zones in the Timan-Pechora Petroleum Province

Типы систем поднадвиговых зон (1-4): 1 — древних континентальных рифтов или платформенных авлакогенов, 2 — шовных структурно-тектонических элементов, 3 — краевых прогибов, 4 — складчатых поясов; 5 — элементы нефтегазогеологического районирования, НГО: 1 — Ти-манская, 2 — Ижма-Печорская, 3 — Малоземельско-Колгу-евская, 4 — Печоро-Колвинская, 5 — Восточно-Поморская, 6 — Хорейверская, 7 — Варандей-Адзьвинская, 8 — Припайхойско-Приюжноновоземельская, 9 — Северо-Предуральская, 10 — Западно-Уральская, 11 — Северо-Печороморская; границы тектонических элементов (6-10): 6 — надпорядковых, 7 — I порядка, 8 — II порядка, 9 — НГО, 10 — НГР; 11 — линии профильных разрезов Types of subthrust zone systems (1-4): 1 — ancient continental rifts or platform aulacogens, 2 — structural and tectonic suture elements, 3 — foreland basins, 4 — fold belts;

5 — elements of geopetroleum zoning, petroleum areas:

I — Timansky, 2 — Izhma-Pechorsky, 3 — Malozemel'sky-Kolguevsky, 4 — Pechoro-Kolvinsky, 5 — East Pomorsky,

6 — Khoreiversky, 7 — Varandey-Adz'vinsky, 8 — Pripaikhoisky-Priyuzhnonovozemel'sky, 9 — North Predural'sky, 10 — West Ural'sky, 11 — North Pechoromorsky; boundaries of tectonic elements (6-10): 6 — super-order, 7 — I-st order, 8 — II-nd order; 9 — petroleum area, 10 — petroleum district;

II — longitudinal section lines

Поднадвиговые зоны шовных структур — это сложнопостроенные структурно-тектонические элементы, находящиеся на стыке крупных разноплановых надпорядковых тектонических структур. Классическим примером является гряда Чернышева, сформированная на стыке Хорейверской впадины, Варандей-Адзьвинского авлакогена и Предуральского краевого прогиба. Именно такое положение предопределило чрезвычайно сложное ее строение.

Главными факторами для формирования поднадвиговых зон в пределах гряды Чернышева являются наличие жесткого упора в виде Больше-земельского свода и угасающие тангенциальные

напряжения со стороны Урала в заключительной стадии орогенеза, т. е. формирование зон происходило по принципу «бульдозерного эффекта» [2]. Авторами статьи выделены две разнотипные поднадвиговые зоны: Хоседаю-Неруюская и Ворга-мусюрская.

Хоседаю-Неруюская поднадвиговая зона осложняет северо-западную часть гряды Чернышева, в автохтонной части разреза является Хоседаю-Не-руюским валом и отличается относительно простым строением (рис. 3). Предполагаемые размеры по нижнедевонским и силурийским отложениям (автохтон) составляют 100 х 20 км, амплитуда — более 200 м.

Воргамусюрская поднадвиговая зона осложняет северо-западный борт Косью-Роговской впадины и перекрыта Тальбейской тектонической пластиной гряды Чернышева. Автохтонная часть разреза представлена отложениями от верхнего ордовика до нижнего карбона. Размеры зоны по силур-девонским отложениям составляют ориентировочно 100 х 20 км, амплитуда — более 400 м. В до-маниково-турнейском нефтегазоносном комплексе по данным сейсморазведки закартированы локальные объекты рифового генезиса. Важным фактором прогноза нефтегазоносности является развитие солей позднеордовикского возраста, которые служат надежными покрышками для залежей УВ в автохтонной части разреза.

Поднадвиговые зоны краевых прогибов по своему происхождению и строению существенно отличаются от платформенных поднадвиговых зон. Северная ветвь краевых прогибов Урало-Монгольского складчатого пояса представлена Предуральским и Припайхойско-Приюжноновоземельским мегапро-гибами.

Поднадвиговые зоны Предуральского краевого прогиба по морфогенетическим признакам можно подразделить на четыре подзоны:

- Среднепечорского поперечного поднятия;

- Вуктыльскую;

- Интинско-Лемвинскую;

- Западно-Уральскую.

В пределах Среднепечорского поперечного поднятия наиболее перспективной является Ед-жид-Кыртинская поднадвиговая зона, сформированная в заключительную стадию орогенеза. На сегодняшний день остаются невыясненными перспективы отложений среднего девона в пределах высокоамплитудных Еджид-Кыртинской и Югид-Вуктыльской структур. После открытия Вук-тыльского газоконденсатного месторождения в середине 1970-х гг. на Югид-Вуктыльской площади пробурено 5 глубоких скважин, только 2 из которых (1-я и 4-я) оказались продуктивными [3]. Вскрытый разрез среднего девона отличается от Вуктыльского месторождения резким увеличением мощности (до 800 м), что свидетельствует о принадлежности этой

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Поднадвиговые зоны Варандей-Адзьвинского краевого авлакогена (по материалам ОАО «Севергеофизика», ИПНГ РАН, 2013)

Subthrust zones of the Varandey-Adz'vinsky marginal aulacogen

(acсоrding to Severgeofizika, RAS Institute ofOil andGasProblems, 2013)

Варанде й-Адзьвинаае cтруcтурнp-тecтpнuчeccаe зрна (авлаcpгeн)

Вал Гамбурцева С кк scí. geôейю-9

Иалот»нск»й вал

scí. Sарeмбpй-1

Припайхойско-Приюжноновозем ил ьский мегапрогиб

К p рот n и х и н с о n e в п n 0 и н n апбриегинсопе

солпОчптр-

Лабогейская моноклиналь Хейяг»нская Песташорская нпОвигрвпе зрнп депрессия складчатая зона I

Soe. ЛnбpгGzсоne-b5

В

1 —— 2 1

3

1 — геологические границы; 2 — тектонические нарушения; 3 — скважины 1 — geological boundaries; 2 — faults; 3 — wells

зоны к Печоро-Колвинскому рифту, осложненному серией аллохтонных пластин.

Наличие среднеемких коллекторов в поднад-виговых глубокозалегающих карбонатных отложениях установлено по результатам бурения параметрической скв. Верхняя Сочь-1 — в интервале 5170-5188 м из каменноугольных отложений получен приток конденсатного газа.

По мнению авторов статьи, автохтонная часть разреза Среднепечорского поперечного поднятия может содержать крупные скопления газоконденсата в среднедевон-нижнефранском терригенном комплексе и залежи нефти в рифогенных отложениях доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса (НГК) (рис. 4). Выделенная поднадвиго-вая подзона по вышеназванным отложениям характеризуется размерами (150-200) х 20 км и амплитудой до 400 м.

Классическим примером поднадвиговой зоны в центральной части Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба является Вуктыльский автохтон, количественная оценка ресурсов УВ которого по доманиково-турнейскому НГК составляет от 70 до 150 млрд м3 свободного газа и до 30 млн т конденсата (рис. 5).

Поднадвиговая Интинско-Лемвинская подзона Предуральского прогиба отличается исключитель-

но сложным строением: классический автохтон разбит на целый ряд паравтохтонов, что связано с максимальным воздействием на них тангенциальных напряжений в заключительные стадии орогенеза на Урале (рис. 6).

Поднадвиговые зоны складчатых поясов являются наиболее слабоизученными. На территории Тимано-Печорского региона к ним относится Западно-Уральская поднадвиговая зона, скрытая под габбро-диабазовым «козырьком» протяженностью более 1000 км при ширине от 20 до 40 км. Сложность картирования этой зоны связана с наличием в надвиге магматических пород (рис. 7).

По результатам комплексных геофизических исследований установлено, что приповерхностные складки Западного Урала не прослеживаются на глубину более 3-4 км. Структурный план ниже этих глубин характеризуется относительно простым строением, предполагается широкое развитие поднадвиговых (автохтонных) газоперспективных структур. Одним из крупных потенциально газоносных объектов, выявленных по результатам анализа данных гравиразведки и магниторазведки, является погребенный под аллохтоном Западно-Уральского складчатого пояса Печоро-Сыпучин-ский вал. Перспективными на газ являются карбонатный доманиково-турнейский и терригенный

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Рис. 3. Fig. 3.

Хоседаю-Неруюская поднадвиговая зона (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2016) Khosedayu-Neruyusky subthrust zone (according to Severgeofizika, 2016)

II

СЗ

Х о с е д а ю - Н е р у ю с к а я з о н а Скв. 10 А Скв. 112

II-III

^ 1 2

1 — отражающие горизонты, их индексы и стратиграфическая привязка; 2 — кривая гамма-каротажа. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

1 — reflection horizons, their indices and stratigraphie matching; 2 — GR log. For other Legend items see Fig. 2

нижне-средневизейский нефтегазоносные комплексы. Извлекаемые начальные суммарные ресурсы УВ оценены ~ 100 млн т усл. топлива при площади 2,2 тыс. км2.

На основе анализа геолого-геофизических материалов по наиболее перспективным поднадви-говым зонам Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции можно сделать следующие заключения.

1. Поднадвиговые зоны платформенных структур имеют более простое строение автохтонов, чем зоны в пределах шовных структур, краевых прогибов и складчатых областей. Сложность строения всего надвигового комплекса зависит от тектоноди-намической направленности и активности вертикальных и тангенциальных напряжений, напрямую связанных с инверсионными процессами на платформе и орогенезом складчатых поясов. Чем активнее и ближе проявление орогенных процессов, тем сложнее строение как всей надвиговой системы, так и автохтонной части разреза.

2. Автохтонные части платформенных и шовных зон имеют в основном четко выраженную мор-

фологическую форму — валы относительно крупных размеров. В них развиты нефтегазоносные комплексы, продуктивные и в аллохтонных частях надвиговых систем, т. е. в аналогичных нефтегазоносных комплексах прослеживаются однотипные коллекторы, покрышки и нефтегазоматеринские породы.

Автохтонные части внутренних зон краевых прогибов раздроблены на более мелкие паравтох-тонные части, сложно картируемые сейсморазведкой. Развитые в аллохтонной части структуры, как правило, бескорневые. На сегодняшний день, в связи с отсутствием представительного геолого-геофизического материала, достоверно не установлено наличие покрышек, коллекторов, а также не выявлены закономерности их распространения в поднадвиговых зонах. Поэтому необходимо проведение комплекса геолого-разведочных работ для уточнения перспектив их нефтегазоносности.

3. Как правило, поднадвиговые структуры находятся в зонах повышенного теплового мантийного потока, обусловленные: в континентальных

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Рис. 4. Fig. 4.

Еджид-Кыртинская поднадвиговая зона (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2017) Yedzhid-Kyrtinsky subthrust zone (according to Severgeofizika, 2017)

Гердъельская синклиналь

Еджид-Кыртинская структура

Токаръельская синклиналь

111 Козланюрская З структура

Козлаюская структура

ю <

О

1

2

1 — органогенные постройки; 2 — предполагаемые залежи УВ. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2 1 — organic buildups; 2 — expected HC accumulations. For other Legend items see Fig. 2

Рис. 5. Fig. 5.

Геолого-геофизическаямодель уникального Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения (по материалам ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2005)

Geological and geophysical model of the unique Vuktylsky oil and gas condensate field (according to Gazprom VNIIGAZ LLC-SeverNIPIgaz, 2005)

1 — залежи УВ.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 2, 3

1 — HC accumulations.

For other Legend items see Fig. 2, 3

рифтах — близостью астеносферного слоя; в краевых прогибах — субдукционными процессами. Сочетание повышенной прогретости недр с наличием нефтегазоматеринских пород с высоким содержа-

нием Сорг (5-10 % и более — доманикиты, нижнедевонские и силурийские глинистые карбонаты) является благоприятным фактором для генерации УВ в значительных количествах.

Рис. 6. Fig. 6.

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Поднадвиговая Интинско-Лемвинская подзона Предуральского прогиба (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2018) Intinsko-Lemvinsky subthrust subzone of Pre-Urals Foredeep (according to Severgeofizika, 2018)

V СЗ

К о с ь ю - Р о г о в с к а я в п а д и н а

Скв. Юньяхинская-1

3-07-01

V

ЮВ

Усл. обозначения см. на рис. 2, 4 For other Legend see Fig. 2, 4

Рис. 7. Fig. 7.

Поднадвиговые зоны Предуральского краевого прогиба и Западно-Уральского сегмента складчатого пояса (по материалам ОАО «Севергеофизика», 2019)

Subthrust zones of Pre-Urals Foredeep and West Urals segment of fold belt (according to Severgeofizika, 2019)

VI

C3

Гряда Чернышева

VI

Хоседаю- Воргамусюрская зона Неруюская зона

о

<J ю

Усл. обозначения см. на рис. 2 For Legend see Fig. 2

ЮВ

К о с ь ю - Р о г о в с к а я в п а д и н а

Габбро-диабазовый «козырек» Интинско-Лемвинская зона \Западно-Уральская

зона

-X

P

Ш^И:

4. Перемещение УВ из нефтегазоматеринских пород по разрезу до ловушек происходит с преимуществом вертикальной межрезервуарной миграции. Палеотектонический анализ формирования надвиговых систем показывает, что ловушки для нефтяных залежей сформировались до главной фазы нефтегазообразования, что является весьма благоприятным фактором для скоплений УВ в поднадвиговых структурах. Причем в автохтонных частях платформенных поднадвиговых зон прогнозируются преимущественно нефтяные залежи, краевых прогибов — преимущественно газовые и газоконденсатные.

Сформулируем основные проблемы и трудности при доизучении поднадвиговых структур.

1. Анализ литолого-фациальных особенностей отложений, слагающих автохтонную и аллохтон-ную части разреза, показывает, что палеогеографическая обстановка осадконакопления была единой для всей поднадвиговой системы в целом. В период формирования надвигов автохтон был меньше подвержен тектоническим воздействиям, чем аллохтон. Поэтому автохтонная часть является более уплотненной за счет неизменности и устойчивости постседиментационных процессов и влияния на нее дополнительного геостатического давления осадочных масс аллохтона. Данное обстоятельство характерно в основном для карбонатных отложений и требует учета при выборе методики, технологии опоискования автохтонной части поднадвиго-

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Рис. 8. Fig. 8.

Сейсмогеологическая характеристика Интинско-Лемвинской подзоны Предуральского прогиба (по материалам ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 2014)

Geoseismic characteristics of Intinsko-Lemvinsky subzone of Pre-Urals Foredeep (according to Gazprom VNIIGAZ LLC - SeverNIPIgaz, 2014)

Скв. Левогрубеюская-1

VII

ЮВ

sr Лемвинский аллохтон -. - ■. ( • ^ ■ ■

Грубеюский покров

I-II (P-C) 2000

IIv (ClV)

IIIf(C^1f) 2500

III—IV? (D-S)

3000 V? (O

IIv (ClV) IIIf (Df)

IV? (D-S)

V? (O3)

1

2

1 — Харутинский надвиг; 2 — фронтальный надвиг. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2 1 — Kharutinsky Thrust; 2 — foreland thrust. For other Legend items see Fig. 2

вых структур. Показательным примером является разведка Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, где в автохтоне получены многочисленные газоконденсатопроявления вплоть до промышленных притоков, но до настоящего времени нет технологического решения по промышленному освоению достаточно больших по величине запасов УВ.

2. Анализ сейсмического материала показывает, что трудности поиска и разведки залежей в под-надвиговых структурах обусловлены сложным характером волнового поля в автохтонах, что связано с влиянием аллохтонного экрана, рассеивающего и искажающего волновую картину в поднадвиговой части (рис. 8). Данное обстоятельство характерно для поднадвиговых зон краевых прогибов (Пред-уральского и Припайхойско-Приюжноновоземель-ского). Сейсмическая инверсия в аллохтонном «козырьке» затрудняет получение достоверных структурных параметров по автохтону, что сдерживает активизацию работ по прогнозу и поискам поднадвиговых структур в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Выводы

1. Поднадвиговые структуры Тимано-Печор-ской НГП имеют значительный УВ-потенциал. При этом в платформенной части, где прогнозируются преимущественно нефтяные залежи в автохтонах, основными перспективными зонами являются: Лайско-Лодминская, Талотинская, Макарихинская; в шовных структурах также с нефтяными скоплениями — Хоседаю-Неруюская, Воргамусюрская; в Предуральском краевом прогибе преимущественного газонакопления — Вуктыльская, Еджид-Кыр-тинская, Интинско-Лемвинская.

2. При освоении поднадвиговых структур необходимо учитывать особенности формирования автохтонов и сейсмогеологические условия аллохтонов, определяющие достоверность и кондиционность получения материалов по автохтонам. Важное значение приобретает детальное исследование сейсмической инверсии.

3. Учитывая, что поднадвиговые системы образуются за счет активизации тектонических процессов с магматическими явлениями, допускается,

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

что в отложениях доманика в пределах надвиго-вых зон могут быть обнаружены локальные залежи, образованные за счет палеоземлетрясений и вулканизма. Об этом свидетельствует повышенное содержание ОВ в зонах, где на поверхности кристаллического фундамента отмечается наличие

интрузий основного и ультраосновного состава. Органика доманиковых отложений представлена водорослевыми, которые не размножались, а росли под влиянием углекислого газа, выделяемого при вулканизме. Все эти факторы должны учитываться при опоисковании поднадвиговых зон.

Литература

1. Костюченко С.Л., Морозов А.Ф., КременецкийА.А. Тимано-Урало-Пайхоская коллизионная область: строение, эволюция, геодинамика. Результаты комплексных геолого-геофизических исследований. - М. : Геокарт-ГЕОС, 2012. - 210 с.

2. Богданов Б.П., Ростовщиков В.Б., НедилюкЛ.П., МараковаИ.А., Сенин С.В. Тектонические и геохимические предпосылки нефтега-зоносности гряды Чернышева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - № 2. DOI: 10.17353/2070-5379/18_2016.

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

4. Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., СбитневаЯ.С., Большакова Ю.А. Направления поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Пе-чорской провинции // Геология нефти и газа. - 2019. - № 3. - С. 57-65. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-57-65. DOI 10.31087/00167894-2019-3-57-65.

References

1. Kostyuchenko S.L., Morozov A.F., Kremenetskii A.A. Timan-Urals-Paykhoy collisional region: structure, evolution, geodynamics. Results of complex geological and geophysical studies. Moscow: Geokart-GEOS; 2012. 210 p. In Russ.

2. Bogdanov B.P., Rostovshchikov V.B., Nedilyuk LP., Marakova I.A., Senin S.V. Tectonical and geochemical preconditions for petroleum potential of Chernyshov ridge. Neftegazovaya geologiya. Teoriya andpraktika. 2016;11(2). Available at: http://www.ngtp.ru/rubZ4/18_2016. pdf (accessed on 05.11.2020). DOI: 10.17353/2070-5379/18_2016. In Russ.

3. Anishchenko L.A., Visheratina N.P., Gudelman A.A., Danilov V.N. Geological structure and prospects of gas content of the western slope of the Polar and Subpolar Urals (according to the results of geological exploration). In: Danilova V.N., eds. St. Petersburg: FSUE "VNIGRI"; 2015. 264 p. In Russ.

4. Grunis Е.B., Rostovshchikov V.B., Sbitneva Ya.S., Bol'shakova Yu.A. Oil and gas fields in Timan-Pechora Province: exploration trends. Geologiyaneftiigaza. 2019;(3):57-65. DOI: 10.31087/0016-7894-2019-3-57-65. In Russ.

Информация об авторах Грунис Евгений Борисович

Доктор геолого-минералогических наук, профессор, главный научный сотрудник

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: grunis@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-8059-0933

Ростовщиков Владимир Борисович

Кандидат геолого-минералогических наук, доцент,

заведующий кафедрой

ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный

технический университет»,

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

169300 Ухта, ул. Первомайская, д. 13

e-mail: vrostovchikov@ugtu.net

ORCID ID: 0000-0003-4683-3975

Давыденко Борис Иванович

Кандидат геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора по лицензированию ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: boroil@vnigni.ru

Information about authors Evgenii B. Grunis

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Professor,

Chief Researcher

All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: grunis@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-8059-0933

Vladimir B. Rostovshchikov

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Associate Professor, Head of Chair Ukhta State Technical University

13, ul. Pervomaiskaya, Ukhta, 169300, Russia e-mail: vrostovchikov@ugtu.net ORCID ID: 0000-0003-4683-3975

Boris I. Davydenko

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Deputy Director General for Licensing All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: boroil@vnigni.ru

FORMATION AND LOCATION OF OIL AND GAS POOLS

Колоколова Ирина Владимировна

Научный сотрудник

ФГБУН Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

119333 Москва, ул. Губкина, д. 3

e-mail: ipngkolokolova@yandex.ru

ORCID ID: 0000-0002-1576-3858

Scopus ID: 56121397000

Сотникова Алена Георгиевна

Кандидат геолого-минералогических наук, заведующий сектором

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

e-mail: sotnikova@vnigni.ru

ORCID ID: 0000-0003-2105-1555

Лукова Светлана Анатольевна

Кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», 105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36 e-mail: lukova@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-9360-1478

Сбитнева Яна Степановна

Аспирант, старший преподаватель ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет», 169300 Ухта, ул. Первомайская, д. 13 e-mail: yalomachinskaya@ugtu.net

Irina V. Kolokolova

Researcher

Institute for Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences

3, ul. Gubkina, Moscow, 119333, Russia

e-mail: ipngkolokolova@yandex.ru

ORCID ID: 0000-0002-1576-3858

Scopus ID:56121397000

Alena G. Sotnikova

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Head of Sector All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: sotnikova@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0003-2105-1555

Svetlana A. Lukova

Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Senior Scientific Researcher All-Russian Research Geological Oil Institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: lukova@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0001-9360-1478

Yana S. Sbitneva

Postgraduate, senior teacher Ukhta State Technical University,

13, ul. Pervomaiskaya, Ukhta, 169300, Russia e-mail: yalomachinskaya@ugtu.net

UNEXPLORED HYDROCARBON POTENTIAL OF SUBTHRUST STRUCTURES IN TIMAN-PECHORA PETROLEUM PROVINCE

Текст научной работы на тему «НЕРАЗВЕДАННЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ПОДНАДВИГОВЫХ СТРУКТУР ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ»