Новые представления о строении и перспективах нефтегазоносности Большесынинской впадины по данным региональных сейсморазведочных работ

Сотникова Алена Георгиевна; Соборнов Константин Олегович; Пашков Владимир Геннадьевич; Баранова Анна Викторовна; Никитина Светлана Михайловна; Шапошникова Анжела Николаевна; Карпюк Тамара Алексеевна

УДК 553.98.041:550.834(470.13) DOI 10.41748/0016-7894-2023-4-161-175

Новые представления о строении и перспективах нефтегазоносности Большесынинской впадины по данным региональных сейсморазведочных работ

1ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт», Москва, Россия; sotnikova@vnigni.ru; sobornov@vnigni.ru; pashkov@vnigni.ru; baranova@vnigni.ru;

2ООО «ГеоПрайм», Ухта, Россия; s.nikitina@geopraime.ru; a.shaposhnikova@geopraime.ru; t.karpyuk@geopraime.ru Поступила 20.06.2023 г.

Доработана 29.06.2023 г. Принята к печати 03.07.2023 г.

Ключевые слова: Предуральский краевой прогиб; Большесынинская впадина; региональные сейсморазведочные работы; Печоро-Колвинский авлакоген; поиски нефти и газа; складчато-надвиговые деформации.

Аннотация: Результаты региональных сейсмических исследований по профилю 32-РС позволили существенно детализировать представления о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности Большесынинской впадины. Охарактеризованы основные этапы структурного развития района с учетом его формирования на юго-восточном продолжении Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорской плиты. Полученные по результатам палеотектони-ческого и сейсмофациального анализов данные позволили наметить зоны развития стратиграфических и структур-но-литологических ловушек, а также их комбинаций в карбонатных комплексах палеозоя северных районов Большесынинской впадины. Для обеспечения наращивания сырьевой базы региона перспективным направлением дальнейших геолого-разведочных работ является оконтуривание в верхнедевонской части разреза зоны островного мелководья, окаймленной органогенными постройками, и сопутствующих им клиноформных комплексов. С поисковыми объектами такого типа связана промышленная нефтеносность Денисовского прогиба. Новая структурная интерпретация дает основание предполагать наличие поисковых объектов, приуроченных к высокоамплитудным складкам в передовых частях надвиговых пластин. Из-за дисгармоничного характера складчатости многие из подобных структур не имеют выражения в приповерхностных отложениях, что затрудняет их выявление. Подобные ловушки предполагаются в регионально нефтегазоносных девон-нижнепермских отложениях и представляют очевидный интерес для геолого-разведочных работ в Большесынинской впадине.

1Для цитирования: Сотникова А.Г., Соборнов К.О., Пашков В.Г., Баранова А.В., Никитина С.М., Шапошникова А.Н., Карпюк Т.А. Новые представления о строении и перспективах нефтегазоносности Большесынинской впадины по данным региональных сейсморазведочных работ // Геология нефти и газа. - 2023. - № 4. - С. 161-175. DOI: 10.41748 /0016-7894-2023-4-161-175.

Bol'shesyninsky depression: new ideas about structure and petroleum potential according to regional seismic data

1All-Russian Research Geological Oil Institute, Moscow, Russia; sotnikova@vnigni.ru; sobornov@vnigni.ru; pashkov@ vnigni.ru; baranova@vnigni.ru;

2GeoPraim, Ukhta, Russia; s.nikitina@geopraime.ru; a.shaposhnikova@geopraime.ru; t.karpyuk@geopraime.ru Received 20.06.2023

Revised 29.06.2023 Accepted for publication 03.07.2023

Key words: Urals Foredeep; Bol'shesyninsky depression; regional seismic operations; Pechora-Kolvinsky aulacogen; petroleum exploration; fold-and-thrust deformations.

Abstract: The results of regional seismic studies along 32-РС survey line allowed considerable refining the concept of geological structure and petroleum potential of the Bol'shesyninsky depression. They also made it possible to characterise main stages of structural evolution of the region taking into account that it was formed on the south-eastern extension of the Pechora-Kolvinsky aulacogen (the Timan-Pechora Plate). The results of paleotectonic and seismic facies analyses allowed delineating zones of stratigraphic and lithologically screened trap development, as well as their combinations, in Palaeozoic carbonate sequences of the northern regions of the Bol'shesyninsky depression. The promising trend of future geological exploration activities aimed at building up the hydrocarbon raw materials base is delineation of the island shallow-water zone within the Upper Devonian section, which is bordered by organic buildups, together with the accompanying clinoform sequences. Commercial oil bearing capacity of the Denisovsky trough is related to exploration targets of this type. New structural interpretation suggests the presence of exploration targets associated with high-amplitude folds in the foreland parts of thrust plates. Because of inharmonious nature of folding, many of the similar structures are not expressed in

near-surface deposits, which makes their identification difficult. Such traps are expected in the regionally oil bearing Devonian-Lower Permian deposits; they are the obvious targets for geological exploration in the Bol'shesyninsky depression.

I For citation: Sotnikova A.G., Sobornov K.O., Pashkov V.G., Baranova A.V., Nikitina S.M., Shaposhnikova A.N., Karpyuk T.A. Bol'shesyninsky depression: new ideas about structure and petroleum potential according to regional seismic data. Geologiya nefti i gaza. 2023;(4):161-175. DOI: 10.41748 /0016-78942023-4-161-175. In Russ.

Введение

Большесынинская впадина Предуральского краевого прогиба долгое время представляла собой «серое пятно» на карте Тимано-Печорского бассейна. До проведения сейсморазведочных работ за счет государственного финансирования в 2020-2022 гг. априорная геологическая модель района базировалась на фрагментарных данных, полученных за счет проведения в 2007-2008 гг. региональных сей-смопрофилей 19-РС и 21-РС, а также ограниченного объема площадной сейсморазведки и бурения, выполненных преимущественно в 1970-1990-х гг. В условиях сложного геологического строения информативность этих данных была недостаточна для надежной интерпретации и выявления приоритетных направлений дальнейших геолого-разведочных работ. Значительно повысил интерес к Большесынинской впадине успех поисковых работ в прилегающих районах Денисовского прогиба, где выявлен и в последние годы успешно опоискован крупный высокодебитный рифовый тренд в верхнедевонских отложениях. Данные факты обусловили целесообразность постановки современных региональных сейсморазведочных работ. Создание каркаса региональных профилей в Большесынинской впадине, совместная интерпретация полученной и ретроспективной геолого-геофизической информации позволили значительно углубить представления о строении и перспективах нефтегазонос-ности территории. В настоящей статье изложены основные результаты изучения полученных за счет средств федерального бюджета геофизических данных. Они касаются структурной интерпретации, палеотектонических реконструкций, сейсмофаци-ального анализа и перспектив нефтегазоносности осадочного чехла Большесынинской впадины.

Геологическое строение

Большесынинская впадина представляет собой сегмент Предуральского краевого прогиба в пределах Тимано-Печорского бассейна (рис. 1). Фундаментом бассейна являются метаморфизованные отложения Печорской плиты, которая соединилась с Восточно-Европейской платформой в позднем докембрии [1]. Своеобразием Большесынинской впадины является то, что в ее пределах краевой прогиб наложен на Печоро-Колвинский авлакоген (рифт), представляющий собой ветвь уральской рифтовой системы позднекембрий-ордовикского времени заложения, проникающей в пределы Печорской плиты.

Характер распределения мощностей в пределах Печоро-Колвинского рифта контролировался

системой листрических сбросов, перемещения по которым определяли положение депоцентров седиментации, которые соседствовали с поднятиями. В силур-раннедевонскую эпоху в зоне растяжения происходило погружение, что привело к формированию мощной толщи преимущественно карбонатных отложений. В среднедевон-франское время произошла структурная реактивация разломов в бортовых частях рифта, обусловленная в основном каледонской складчатостью в Скандинавии и районе Южно-Баренцевоморского бассейна [2, 3]. Последующее развитие территории современной Большесынинской впадины контролировалось тектоническими событиями, вызванными поэтапной аккрецией вулканических дуг и микроконтинентов на континентальной окраине, за которой последовала континентальная коллизия в пермское время. Результатом деформаций континентальной окраины стало образование Уральского складча-то-надвигового пояса. Юго-восточная часть Боль-шесынинской впадины была перекрыта системой надвиговых пластин. Вдоль разломов древнего заложения Печоро-Колвинского рифта образовались валообразные поднятия, с которыми связаны крупнейшие месторождения нефти и газа Тимано-Пе-чорского бассейна. В мезозойскую и кайнозойскую эры территория испытала несколько эпизодов структурной реактивации, представляющих собой отголоски тектонических событий, происходивших на окраинах Евразии. Наиболее значительные из них имели место в конце триаса, в ходе причлене-ния Южно-Карской плиты к Евразии, чем и была обусловлена складчатость на Пай-Хое [2, 4].

В схематическом виде тектоностратиграфия Большесынинской впадины приведена на рис. 2. В осадочном чехле выделяются следующие основные седиментационные комплексы (мегапоследо-вательности): рифтовая, континентальной окраины, краевого прогиба и плитного чехла. Рифтовый комплекс охватывает верхнекембрий-ордовик-ские отложения, включая соли верхнего ордовика. Комплекс континентальной окраины объединяет силур-нижнеартинские отложения, представленные преимущественно карбонатными толщами с прослоями терригенных отложений и ангидритов. В бортовых зонах Печоро-Колвинского авлакогена отмечаются внедрения основных магматических пород. Мегапоследовательность краевого прогиба включает верхнеартинско-верхнепермские синкол-лизионные терригенные отложения с прослоями углей и углистых аргиллитов. Отложения плитного чехла на территории исследования представлены преимущественно триасовыми аллювиальными и прибрежно-морскими толщами.

Рис. 1. Fig. 1.

Структурная схема Тимано-Печорского бассейна (по [4] с дополнениями) Structural scheme of Timan-Pechora Basin (after [4], complemented)

1 — складчато-надвиговый пояс Урала и Пай-Хоя; 2 — складчато-надвиговое сооружение Тимана; структурные зоны

Тимано-Печорского бассейна (3-6): 3 — поднятия, валы, Притиманская моноклиналь, 4 — синклинальные зоны, впадины,

5 — краевые прогибы, 6 — зоны соляных деформаций; 7 — административные границы; месторождения (8-10): 8 — нефти,

9 — нефти и газа, 10 — газа; 11 — район исследования. ПКА — Печоро-Колвинский авлакоген

1 — fold-and-thrust belt of Urals and Pay-Khoy; 2 — fold-and-thrust structure of Timan; structural zones of Timan-Pechora Basin

(3-6): 3 — highs, swells, near-Timan monocline, 4 — synclinal zones, depressions, 5 — foredeeps, 6 — zones of salt deformations;

7 — administrative boundaries; fields (8-10): 8 — oil, 9 — oil and gas, 10 — gas; 11 — study area. ПКА — Pechoro-Kolvinskiy aulacogen

V__'

Общее представление о строении Большесынинской впадины дает интерпретированный сейсмический разрез по профилю 2 (рис. 3). Как можно видеть, с приближением к Уралу происходит резкое увеличение толщины осадочного чехла. Северо-западная часть разреза демонстрирует слабодисло-цированное залегание осадочного чехла, моноклинально погружающегося к юго-востоку. В интервале верхнедевон-турнейских отложений намечается

карбонатное плато, характеризующееся уменьшенными мощностями карбонатных отложений. Погружение ложа краевого прогиба перед фронтом Урала во многом обеспечивается нарастанием толщины пермских синколлизионных отложений. Изучение геохимических характеристик осадочного чехла Тимано-Печорского бассейна свидетельствует о вероятном наличии в осадочном выполнении Большесынинской впадины высокопродуктивных

Рис. 2. Fig. 2.

Тектоностратиграфическая схема Большесынинской впадины (по [5] с дополнениями) Tectonic and stratigraphic scheme of Bol'shesyninsky depression (after [5], complemented)

Возраст, млн лет

Стратиграфия

Осадконакопление

Северо-запад Юго-восток

100-

150-

200-

250-

300

350

400

450

500

550

Мел

Триас

V

о

m

о Девон

Ф

го

Силур

Ордовик

Протерозой

Геодинамическая обстановка

ШЭ5

[ZD8

9

[Ж]«

чл^ 12

13

Ш"

15

УЩ16

[ZSl]19

1 — пески, глины; 2 — карбонаты; 3 — толщи заполнения; 4 — грубообломочные породы; 5 — соли; 6 — метаморфиты;

7 — битуминозные сланцы; 8 — разломы; 9 — несогласия; 10 — клиноформы; 11 — рифы; 12 — каналы; 13 — обломочные шлейфы; 14 — граниты; 15 — базальты; 16 — поднятие; 17 — передовой прогиб; 18 — транспрессия; 19 — сжатие; 20 — погружение; 21 — рифтинг

1 — sand, clay; 2 — carbonates; 3 — filling series; 4 — rudaceous rocks; 5 — salt; 6 — metamorphic rocks; 7 — bituminous shale;

8 — faults; 9 — unconformities; 10 — clinoforms; 11 — reefs; 12 — channels; 13 — clastic trains; 14 — granites; 15 — basalts; 16 — high; 17 — foredeep; 18 — transpression; 19 — contraction; 20 — subsidence; 21 — rifting

0

3

6

нефтегазоматеринских отложений. В первую очередь к ним относятся среднефранско-фаменские отложения доманикового типа и, вероятно, силурийские углеродистые отложения [3, 5, 6].

Юго-восточная часть профиля иллюстрирует многоярусную складчато-надвиговую структуру Уральского пояса. Она включает систему тектонических пластин, представленных в основном девон-каменноугольными отложениями. В кровле аллохтонного комплекса выделяется синколлизи-онное несогласие в верхнепемских отложениях, датирующее время кульминации надвиговых деформаций.

Методы исследований

В рамках работ по государственному заданию ФГБУ «ВНИГНИ» в 2020-2022 гг. на территории

Большесынинской впадины отработано 530 пог. км (полнократных) сейсмических профилей (рис. 4). Каркас сейсмических разрезов, характеризующих строение Большесынинской впадины, включает в себя 2 профиля северо-западного простирания и 9 субширотных разрезов. Работы проводились с использованием невзрывных источников. Полученные геофизические материалы были увязаны с ретроспективными данными, в том числе с региональными профилями 19-РС и 21-РС. Для интерпретации сейсмических данных привлекались данные потенциальных геофизических полей, бурения и геологического картирования.

Трехмерное расположение сейсмических профилей в интерпретационном проекте приведено на рис. 5.

Рис. 3. Fig. 3.

Глубинный сейсмический разрез по профилю ПР 02 с геологической интерпретацией Deep seismic section along ПР 02 Line with geological interpretation

Б о л ь ш е с ы н и н с к а я в п а д и н а

У р а л

1

1 — разломы; 2 — несогласие 1 — faults; 2 — unconformity

Рис. 4. Схема расположения сейсмических профилей

регионального трансекта 32-РС на основе геологической карты

Fig. 4. Location map of seismic survey lines of 32-РС regional transect; the base is a geological map

Усл. обозначения к рис. 4 Legend for Fig. 4

1 — сейсмопрофиль и его номер; 2 — сейсмопро-фили с интерпретацией, представленные в статье

1 — seismic survey line and its number; 2 — seismic lines with interpretation, which are mentioned in the paper

Резул ьтаты исследований

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

Структурная интерпретация. Специфической чертой геологического строения Большесынинской впадины является сочетание двух основных генераций деформаций — рифтовой и надвиговой, отражающих изменения геодинамических обста-ново к при формировании Тимано-Печорского бассейна. Нижнепалеозойские рифтовые структуры Печоро-Колвинского авлакогена косо сочленяются с тектоническим фронтом Уральского пояса надвигов (см. рис. 3). 15 ортовые зоны авлакогена в ходе нескольких фаз инверсионных деформаций были трансформированы в крупные валы юго-восточного простирания — Печоро-Кожвинский и Колвин-ский. В осевой части Большесынинской впадины прослеживается последовательное моноклинальное погружение седиментационных комплексов континентальной окраины в направлении палео-Уральского бассейна. Это находит отражение в фа-циальной зональности отложений, обусловленной общим углублением бассейна к юго-востоку.

Строение предуральской части района исследования определяется многоярусной дисгармоничной складчатостью. Интерпретация новых сейсмических данных показывает, что фронт склад-чато-надвиговойо пояса Урала образован системой надвиговых чешуй, сложенных, главным образом, девон-каменноугольными отложениями (рис. 6). Суммарная толщина аллохтонного комплекса со-

ССЗ

ЮЮВ

4

1С

12

14

0

20 км

Рис. 5. Fig. 5.

Трехмерное положение профилей в интерпретационном проекте 3D view of seismic lines used in interpretation project

Поверхность

Рис. 6. Fig. 6.

Фрагмент сейсмического разреза ПР 08 в глубинной области с геологической интерпретацией Fragment of ПР 08 seismic section in depth domain; geological interpretation is shown

Б о л ь ш е с ы н и н с к а я в п а д и н а

ЮЗ

У р а л

Скв. Большеаранецкая

235 236

_I_L-

СВ

10

12 Н, км

5 км

Усл. обозначения см. на рис. 3 For Legend see Fig. 3

0

2

4

6

8

0

ставляет около 8 км. Под этими массивными аллох-тонными пластинами предполагается наличие поднятия, связанного с инверсией сброса, возникшего на стадии рифтогенеза.

Наблюдаемый характер деформаций в девон-пермских отложениях свидетельствует о том, что формирование структур складчато-надвигово-го фронта Урала происходило в два этапа. Основ-

ной этап коллизионных деформаций имел место до середины позднепермской эпохи. На это указывает выделенное в верхнепермских отложениях несогласие (см. рис. 3, 6). Оно фиксирует возраст основного этапа складчато-надвиговых движений в этом районе. Наличие надвигов, разрывающих несогласие, а также моноклинальное залегание верх-непермь-триасовых отложений над подстилающим аллохтонным клином показывает, что надвиговая структура фронта Урала испытала еще один этап более молодой деформации. Наличие регионального несогласия в основании юрских отложений на сопредельных территориях позволяет датировать фазу реактивации поздним триасом - началом юры. Этот эпизод деформаций коррелируется со складчатостью на Пай-Хое.

Следствием наблюдаемой дисгармоничности складчато-надвиговой структуры фронта Урала является несовпадение в плане сводовых частей антиклинальных складок, приуроченных к передовым частям надвиговых пластин. В этой связи местоположение скважин, заложение которых основано на предположении о совпадении сводов структур по основным ОГ, оказалось неудачным. Новые данные показывают, что в рассматриваемом регионе могут быть подготовлены высокоамплитудные ловушки, которые не имеют выражения в поверхностном структурном плане.

Палеотектонические реконструкции и сейсмо-фациальный анализ. Своеобразие геологического строения Большесынинской впадины в основном определяется нахождением ее в зоне сочленения разных структурных элементов, формирование которых происходило в несколько этапов и определялось различными геодинамическими обста-новками. Они включают рифтогенез, в процессе которого был образован Печоро-Колвинский авла-коген, а также транспрессионные деформации, которые имели место на заключительных этапах формирования структуры.

Анализ толщин, заключенных между основными ОГ, отражает общую тенденцию седиментаци-онного наращивания мощностей практически всех интервалов разреза осадочного чехла в юго-восточном направлении.

В ордовик-раннедевонское время на севере Большесынинской впадины предполагается существование палеоподнятия, что выражено сокращением мощности силур-нижнедевонских отложений в северо-западной части участка сейсморазведочных работ в 2-3 раза по сравнению с центральными и южными районами. Глубина предфранского перерыва предопределила площадь современного распространения отложений нижнего и среднего девона. На изучаемой территории сохранились лишь незначительные мощности нижнедевонских отложений вплоть до полного их отсутствия на северо-западе Больше-сынинской впадины (рис. 7). Выход на поверхность размыва части силурийских, а также нижне-

девонских отложений и процессы выщелачивания могли способствовать улучшению коллекторских свойств в кровельной части отложений.

Отложения средне-позднефранского и фамен-ского возраста на большей части Большесынинской впадины представлены толщами заполнения и де-прессионными фациями. На северо-западе по профилям ПР 01 и 04 намечена зона, характеризующаяся уменьшенными толщинами отложений позднеде-вонского возраста, предположительно связанная с существованием в данном районе карбонатного плато с развитием в его краевых частях органогенных построек франско-фаменского возраста, а также области развития фаменских клиноформ с линзовидными телами обломочных карбонатов (рис. 8, 9). В центральной зоне островного мелководья с развитием слоистых карбонатов отмечаются участки выхода карбонатных средне-верхнефа-менских пластов под поверхность предвизейского размыва. Такие объекты в мелководно-шельфовых пластах, перекрытых визейской глинистой покрышкой, содержащие залежи УВ, установлены в непосредственной близости к участку работ. К ним относятся Леккеркское, Восточно-Пыжьельское, Пыжьельское месторождения.

Аномалии волнового поля, предположительно связанные с органогенными постройками фран-ско-фаменского возраста, выделены также в северо-восточной части Большесынинской впадины, в районе выявленных ранее Сынинской и Нитче-мьюской структур. Аналогичные тела прогнозируются по материалам площадной сейсморазведки на Южно-Сынинской, Западно-Сынинской, Западно-Суборской площадях [7].

Резкое понижение уровня моря на рубеже тур-нейского и визейского веков привело к превращению в кожимское время значительной части территории в область денудации. Сохранившаяся от размыва толща терригенных бобриковских и тульских отложений в пределах участка сейсморазве-дочных работ не превышает 20 м (скважины Нитче-мьюская-1, Сынинская-2). При этом промышленная нефтеносность терригенных визейских отложений установлена как на северо-востоке Большесынин-ской впадины, так и в прилегающих к ней районах. По результатам выполненных сейсморазведочных работ на юге впадины намечена зона увеличенных толщин, предположительно, бобриковских терри-генных отложений, однако находится она на глубинах порядка 7000 м и не представляет интереса для поиска скоплений УВ.

Интервал разреза, отвечающий каменноуголь-но-нижнепермским отложениям, отражает тенденцию постепенного наращивания толщин с севера на юг с 1200-1400 до 2000-2400 м за счет увеличения стратиграфической полноты разреза. По отдельным отработанным сейсмопрофилям отмечен косослоистый рисунок волновой картины с про-градационным смещением клиноформ к центру Большесынинской впадины (рис. 10). В северо-вос-

Рис. 7. Fig. 7.

Палеотектонический профиль выравнивания по 19 РС, иллюстрирующий выклинивание отложений нижнего девона (выравнивание на ОГ IIIf1 (D3f1))

Flattened paleotectonic section along 19 РС survey line showing the Devonian wedge out (flattening to IIIf1 (D3f1) Reflector)

СЗ

Y T

19 PCO

55O 35OO 645O 94OO 12 35O 15 3OO 18 25O 21 2OO 24 15O

ЮВ

Y T

19 PC

45 95O 48 7OO 51 45O 54 2OO 56 95O 59 7OO 62 45O 65 2OO 67 95O 7O 7OO 73 45O 76 2OO 78 95O

42OO H, м

_■ -У : -• ._MÍ

1

II h

2

1 — тектонические нарушения; 2 — ОГ l — faults; 2 — reflector

Рис. 8. Fig. 8.

Модель строения верхнедевонских отложений по профилю ПР 01 (выравнивание на ОГ IIv) Model of the Upper Devonian deposit structure along ПР 01 line (flattening to IIv reflector)

С

5158 5100

Ю

3400 3300

2800 2900 3000 3100 3200 3300 3400 ll v 3500 3600 3700 Ill f 3800 3900 4000 4100 H, м

1 / 2 D fm 3 4 5 6 7 8 <zzz>

1 — отражающий горизонт и его индекс; 2 — тектонические нарушения; 3 — стратиграфические индексы; 4 — органогенные постройки; 5 — клиноформный комплекс; 6 — линзовидные тела обломочных карбонатов; 7 — карбонатное плато поздне-девонского возраста; 8 — отложения доманикового типа; 9 — область размыва

1 — reflector and its index; 2 — faults; 3 — indices of stratigraphic units; 4 — organic buildups; 5 — clinoform sequence; 6 — lenticular bodies of clastic carbonates; 7 — Later Devonian carbonate plateau; 8 — Domanik-type deposits; 9 — area of erosion

3200

3400

3600

3800

4OOO

ll v

ll f,

III

точной части площади выявлены «реликты» органогенных построек каменноугольно-раннеперм-ского возраста (рис. 11). Наличие литологических залежей, связанных с постройками данного типа, в Большесынинской впадине подтверждено на Юж-но-Сынинской и Суборской площадях.

Согласно имеющимся представлениям о фа-циальных обстановках ранне-позднепермского времени, осадконакопление артинско-казанских

отложений в Большесынинской впадине происходило в прибрежно-морских условиях, сменяющихся условиями низменных аллювиальных равнин. На широтных профилях в восточном и юго-восточном направлениях зафиксировано резкое наращивание казанских отложений, связанное с усилением прив-носа обломочного материала на фоне формирования Урала и интенсивного размыва, а также выявлены аномалии волнового поля типа «врез» (рис. 12).

Рис. 9. Fig. 9.

Модель строения верхнедевонских отложений по профилю ПР 04 (выравнивание на ОГ IIv) Model of the Upper Devonian deposit structure along ПР 04 line (flattening to IIv reflector)

З

!•;.-." * ■ '5SBSSSS' ■ > V uÜüs ••»■ ••• -•i g": • ■ yw., ....

1. V'» «.v ' IV».»-'- ■"* "

■ ■ if*inr"4i ■ iiT»i n I Ч I аГ~ ~ ■ r- Vv

', „ ^ »*fV I ». . ' r • I ■..- » _ ж..' "V >*u'A» JT!

, .. „ „ irrsrr • -j* ; -¿g ! '»/-.¿-fc. ... _ _____ ___ .

-;

• -хф

' \«»S' BSIAl V;

2500 2600

\

h -ШШ У

. v>_/ у •: ! • si ff?.»/ - ? ж _:_:_

3000 3100

3200 Ill fi

3300

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

3400

3600 H, м

Усл. обозначения см. на рис. 8 For Legend see Fig. 8

Рис. 10. Fig. 10.

Фрагмент сейсмического профиля 19 РС (выравнивание на ОГ IIm) Fragment of 19 РС seismic line (flattening to IIm Reflector)

19 РС0 У T

2500 4450 6800 8350 10 300 12 250 14 200 16 150 18 100 20 050 22 000 23 35C

19 РС 45 950

2700 H, м

4ar

1

2

1 — отражающий горизонт и его индекс; 2 — граница клиноформного комплекса 1 — reflector and its index; 2 — boundary of clinoform sequence

В

00

200

300

400

500

600

/00

800

900

1000

1100

1200

1300

400

1500

620

2/00

2800

I v

2900

lll f

3500

В

З

2100

2200

2300

2400

2500

2600

Триасовый комплекс представляет собой мощную молассовую толщу терригенных отложений, толщины которых изменяются в пределах Боль-шесынинской впадины от 1400 м в северо-восточной части до 2700 м в наиболее погруженной части Вяткинской депрессии. В направлении бортовых частей толщины резко сокращаются в связи с размывом верхней части отложений.

Перспективы нефтегазоносности. Промышленная нефтегазоносность осадочного чехла Большесы-нинской впадины установлена в северо-восточной ее части, на продолжении в палеоплане Колвинско-го мегавала. В карбонатных и терригенных верхнедевонских и нижнепермских отложениях открыты преимущественно нефтяные залежи. Газонефтяная залежь установлена в усть-печорских и зеленец-

Рис. 11. Fig. 11.

Фрагмент сейсмического профиля ПР 04 Fragment of ПР 04 seismic line

1 — «реликты» органогенных построек каменноугольно-нижнепермского возраста Остальные усл. обозначения см. на рис. 8, 10 1 — Carboniferous-Lower Permian organic buildup «ghosts» For other Legend items see Fig. 8, 10

Рис. 12. Fig. 12.

Фрагмент сейсмического профиля ПР 04 Fragment of ПР 04 seismic line

В

1

1 — отражающий горизонт и его индекс; 2 — аномалии сейсмической записи типа «врез» Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

1 — reflector and its index; 2 anomaly of seismic record For other Legend items see Fig. 8

"incision"-type

2

З

Рис. 13. Fig. 13.

Фрагмент временного сейсмического разреза через Южно-Баяндыское месторождение Денисовского прогиба Fragment of seismic time section across the South Bayansyksky field, the Denisovsky trough

1 — отражающий горизонт и его индекс Остальные усл. обозначения см. на рис. 8

1 — reflector and its index For other Legend items see Fig. 8

ких отложениях только на Восточно-Пыжьельском месторождении. Согласно количественной оценке ресурсов УВ по состоянию на 01.01.2017 г., неразведанные начальные суммарные ресурсы Больше -сынинского нефтегазогеологического районирования оценены в 72,293 млрд м3 свободного газа и 68,159 млн т нефти (извлекаемые), причем на долю средневизейско-нижнепермского нефтегазоносного комплекса приходится 30 %, доманиково-тур-нейского — 20 %.

Новые данные, полученные по результатам сейсморазведочных работ в Большесынинской впадине, значительно уточнили существующие представления о геологическом строении данной региональной структуры и позволили наметить ряд перспективных направлений для дальнейших геолого-разведочных работ.

Благоприятное структурное положение для формирования залежей нефти и газа занимают северные районы впадины. Здесь прогнозируются зоны улучшенных коллекторских свойств, связанные с участками выхода карбонатных пластов верхнего девона, нижнего девона и силура под поверхность предвизейского и предфранского размывов. Перспективность этой части исследуемого района подтверждается тем обстоятельством, что на прилегающих территориях Денисовского прогиба продуктивность большинства названных поисковых объектов уже доказана. В качестве примера на рис. 13 приведен временной сейсмический разрез через Южно-Баяндыское месторождение, на котором установлена нефтеносность верхнефран-ско-фаменских рифов.

Рис. 14. Аномалия сейсмической записи на временном разрезе ПР 07 Fig. 14. Anomaly of seismic record in ПР 07 time section

Для обеспечения наращивания сырьевой базы региона перспективным направлением дальнейших геолого-разведочных работ является оконту-ривание зоны островного мелководья, намеченной в верхнедевонской части разреза (профили ПР 01, 04), а также сопутствующих клиноформных комплексов, депоцентры которых могут содержать наибольшие эффективные толщины обломочных карбонатных пород [8]. Выявленное карбонатное плато может быть окаймлено органогенными постройками, с которыми связана промышленная нефтеносность Денисовского прогиба. Достигнутая на сегодняшний день плотность сейсморазведки МОГТ-2D в северной части Большесынинской впадины явно недостаточна для локализации такого типа нефтегазоперспективных объектов.

Значительный интерес для проведения региональных геолого-разведочных работ представляет восточный борт Большесынинской впадины, где установлено развитие надвиговых структур, к которым приурочены антиклинальные складки. Наиболее высокие гипсометрические отметки по перспективным в нефтегазоносном отношении горизонтам зарегистрированы на профиле ПР 07, на котором над складкой, примыкающей с запада к надвигу, наблюдаются качественные признаки на-

личия УВ типа «яркое пятно» (рис. 14). Данная аномалия находит свое отражение и в атрибутах сейсмической записи.

Новая структурная интерпретация дает основание предполагать наличие перспективных поисковых объектов, приуроченных к высокоамплитудным складкам в передовых частях надвиговых пластин. Дисгармоничный характер деформаций в этой зоне создает условия для формирования ловушек нефти и газа, которые не имеют выражения в приповерхностных слоях. Эти ловушки выражены в регионально нефтегазоносных девон-нижнепермских отложениях и представляют очевидный интерес для дальнейших геолого-разведочных работ в Большесынинской впадине. В схематическом виде основные типы ловушек в этом районе показаны на рис. 15. Принимая во внимание высокий уровень катагенетической преобразованности ОВ основных нефтегазоматеринских отложений зоны сочленения Большесынинской впадины и складчато-над-вигового пояса Урала, предполагается, что в этом районе будут преобладать залежи газа [9, 10].

Наибольший интерес представляют ловушки, связанные со «слепыми» надвигами, к которым относятся разломы, не достигающие поверхности. Подобные структуры образованы либо на раннем эта-

Рис. 15. Fig. 15.

Схематический геологический разрез зоны сочленения Большесынинской впадины и складчато-надвигового пояса Урала с выделением вероятных типов ловушек нефти и газа

Schematic geological section across the zone of Bol'shesyninsky depression and Ural fold-and-thrust belt junction with the possible oil and gas trap types

Б о л ь ш е с ы н и н с к а я в п а д и н а

У Р А Л

X

1

2 3

4

1 — разлом; 2 — несогласие; вероятные типы залежей (3, 4): 3 — нефти, 4 — газа (вне масштаба) 1 — fault; 2 — unconformity; possible trap types (3, 4): 3 — oil, 4 — gas (not to scale)

З

В

пе складчатости и/или в результате формирования структур вдвигового типа. Как правило, ловушки, связанные со «слепыми» надвигами, характеризуются более благоприятными условиями сохранности залежей. Затрагивающие их разломы не выходят на поверхность, что препятствует рассеиванию скоплений нефти и газа. Учитывая сложные структурные условия нахождения таких ловушек, их подготовка к бурению должна включать проведение комплексных геофизических исследований, включая сейсморазведочные работы МОГТ-3D и электроразведку.

Вероятно, что залежи УВ могут быть выявлены и в погруженных инверсионных структурах. Именно со структурами этого типа связаны крупнейшие месторождения Колвинского вала. Очевидной трудностью опоискования ловушек этого типа в рассматриваемом районе является большая глубина их залегания.

Заключение

Региональные сейсмические исследования по профилю 32-РС позволили получить высокоинформативные данные, характеризующие строение Большесынинской впадины. Своеобразие геологического строения района определяется нахождением в зоне сочленения разных структурных элементов, формирование которых происходило в несколько этапов и характеризуется различными геодинамическими обстановками. По результатам выполненного комплекса интерпретационных работ установлено, что благоприятное положение для формирования залежей нефти и газа занимают северные районы впадины, где ожидается развитие стратиграфических и структурно-литологических ловушек в карбонатных комплексах палеозоя. Новая структурная интерпретация дает основание предполагать наличие перспективных поисковых объектов, приуроченных к высокоамплитудным складкам в передовых частях надвиговых пластин.

Литература

1. Белонин М.Д., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А., Прищепа О.М., Теплов Е.Л. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. - М. : Изд-во «Недра», 2004 г. - 396 с.

2. Соборнов К.О. Нефтегазоносный потенциал зон дислоцированных соляных диапиров Тимано-Печорского бассейна // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2023. - T. 181. - № 2. - C. 29-37.

3. Gee D.G., Bogolepova O.K., Lorenz H. The Timanide, Caledonide and Uralide orogens in the Eurasian high Arctic, and relationships to the palaeo-continents Laurentia, Baltica and Siberia // European Lithosphere Dynamics. - 2006.- С. 507-520.

4. Соборнов К.О. Региональная структура, диапиризм солей и нефтегазоносный потенциал акваториальной части Тимано-Печор-ского бассейна // Научный журнал Российского газового общества. - 2023. - T. 37. - № 1. - С. 16-29. DOI 10.55557/2412-6497-20231-16-29.

5. Атлас геологических карт Тимано-Печорского седиментационного бассейна / Под ред. Н.И. Никонова. - Ухта: Региональный Дом печати, 2002. - 132 с.

6. Котик И.С., Саетгараев А.Д., Котик О.С., Бушнев Д.А., Валяева О.В., Савельева А.А. Нефтематеринские отложения и углеводородный потенциал нижнепалеозойских отложений Лайского вала Денисовского прогиба, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (по материалам скв. Кэрлайская-1) // Геология нефти и газа. - 2023. - № 1. - С. 53-66. DOI: 10.31087/0016-7894-2023-1-53-66.

7. Никонов Н.И., Куранов А.В. Перспективные направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Предуральском прогибе // Актуальные проблемы нефти и газа. - 2017. - Т. 19. - № 4. - С. 1-7. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2017-19.art4.

8. Фортунатова Н.К., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Бушуева М.А., Канев А.С., Лучина С.А., АвдееваА.А., Володина А.Г., Холмянская Н.Ю. Методика прогноза структурно-литологических и литологических ловушек нефти и газа в верхнедевон-турнейском и нижнепермском карбонатных нефтегазоносных комплексах востока Волго-Уральской НГП // Геология нефти и газа. - 2019. - № 3. - С. 23-38. DOI: 10.41748/0016-7894-2019-3-23-38.

9. Баженова Т.К., Богословский С.А. Результаты расчетного моделирования нефте- и газообразования в прогибах Тимано-Печор-ского бассейна // Доклад на научно-практической конференции «Комплексное изучение и освоение сырьевой базы нефти и газа севера европейской части России». - СПб. : ВНИГРИ, 2012.

10. Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., Сбитнева Я.С., Колоколова И.В., Ахметжанова З.М. Новые представления о строении Преду-ральского краевого прогиба в связи с нефтегазоносностью // Геология нефти и газа. - 2021. - № 1. - С. 7-18. DOI: 10.31087/00167894-2021-1-7-18.

References

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

1. Belonin M.D., Budanov G.F., Danilevskii S.A., Prishchepa O.M., Teplov E.L. Timano-Pechorskaya provintsiya: geologicheskoe stroenie, neftegazonosnost' i perspektivy osvoeniya [Timan-Pechora Province: geological structure, hydrocarbon potential, and future development trends]. Moscow: Izdatel'stvo «Nedra»; 2004. 396 p. In Russ.

2. Sobornov K.O. Petroleum potential of the squeezed diapir' zones of the Timan-Pechora basin. Mineral resources of Russia. Economics & management. 2023;181(2):29-37. In Russ.

3. Gee D.G., Bogolepova O.K., Lorenz H. The Timanide, Caledonide and Uralide orogens in the Eurasian high Arctic, and relationships to the palaeo-continents Laurentia, Baltica and Siberia. In: European Lithosphere Dynamics. 2006. pp. 507-520.

4. Sobornov K.O. Regional structure, salt diapirism and petroleum potential of the offshore part of the Timan-Pechora basin. Scientificjournal of the Russian gas society. 2023;37Ц):16-29. DOI 10.55557/2412-6497-2023-1-16-29. In Russ.

5. Atlas geologicheskikh kart Timano-Pechorskogo sedimentatsionnogo basseina [Atlas of geological maps, Timan-Pechora Sedimentation Basin]. In: N.I. Nikonova, ed. Ukhta: Regional'nyi Dom pechati; 2002. 132 p. In Russ.

6. Kotik I.S., Saetgaraev A.D., Kotik O.S., Bushnev D.A., Valyaeva O.V., Savelyeva A.A. Petroleum source rocks and hydrocarbon potential of Lower Palaeozoic deposits in Laisky swell of Denisovsky trough, Timan-Pechora Petroleum Province (based on Kerlaiskaya-1 well data). Geologiyaneftiigaza. 2023;(1):53-66. DOI: 10.31087/0016-7894-2023-1-53-66. In Russ.

7. Nikonov N.I., Kuranov A.V. Prospetive directions of oil and gas exploration in the Pre-Ural foredeep. Aktual'nye problemy nefti i gaza. 2017;19(4):1-7. DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2017-19.art4. In Russ.

8. Fortunatova N.K., Shvets-Teneta-Gurii A.G., Bushueva M.A., Kanev A.S., Luchina S.A., Avdeeva A.A., Volodina A.G., Kholmyanskaya N.Yu. Methodology of lithologically screened and lithological oil and gas traps prediction in Upper Devonian-Tournaisian and Lower Permian carbonate plays of eastern Volga-Urals Petroleum Province. Geologiya neftii gaza. 2019;(3):23-38. DOI: 10.41748/0016-7894-2019-3-23-38. In Russ.

9. Bazhenova T.K., Bogoslovskii S.A. Rezul'taty raschetnogo modelirovaniya nefte- i gazoobrazovaniya v progibakh Timano-Pechorskogo basseina [Results of oil and gas generation computer modelling in downwarps of Timan-Pechora Basin]. In: Doklad na nauchno-prakticheskoi konferentsii «Kompleksnoe izuchenie i osvoenie syr'evoi bazy nefti i gaza severa evropeiskoi chasti Rossii». St. Petersburg: VNIGRI; 2012. In Russ.

10. Grunis E.B., Rostovshchikov V.B., Sbitneva Ya.S., Kolokolova I.V., AkhmetzhanovaZ.M. New ideas of the Urals Foredeep architecture in the context of oil and gas potential. Geologiya nefti i gaza. 2021;(1):7-18. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-1-7-18. In Russ.

Информация об авторах Сотникова Алена Георгиевна

кандидат геолого-минералогических наук, заведующий сектором

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

email: sotnikova@vnigni.ru

ORCID ID: 0000-0003-2105-1555

Соборнов Константин Олегович

Доктор геолого-минералогических наук,

главный научный сотрудник

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

e-mail: sobornov@vnigni.ru

ORCID ID: 0000-0002-9073-8492

Пашков Владимир Геннадьевич

доктор геолого-минералогических наук,

главный научный сотрудник

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

email: pashkov@vnigni.ru

Баранова Анна Викторовна

руководитель группы

ФГБУ «Всероссийский научно-исследовательский

геологический нефтяной институт»,

105118 Москва, ш. Энтузиастов, д. 36

email: baranova@vnigni.ru

Никитина Светлана Михайловна

главный геолог

ООО «ГеоПрайм»

169300 Ухта, пр-д Строителей, д. 10 email: s.nikitina@geopraime.ru Шапошникова Анжела Николаевна

главный геофизик ООО «ГеоПрайм»

169300 Ухта, пр-д Строителей, д.10 email: a.shaposhnikova@geopraime.ru Карпюк Тамара Алексеевна

руководитель группы ООО «ГеоПрайм»

169300 Ухта, пр-д Строителей, д. 10 email: t.karpyuk@geopraime.ru

Information about authors Alena G. Sotnikova

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

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia

e-mail: sotnikova@vnigni.ru

ORCID ID: 0000-0003-2105-1555

Konstantin O. Sobornov

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,

Chief researcher

All-Russian Research

Geological Oil institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia e-mail: sobornov@vnigni.ru ORCID ID: 0000-0002-9073-8492 Vladimir G.Pashkov

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences, Chief researcher All-Russian Research Geological Oil institute,

36, Shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia

email: pashkov@vnigni.ru

Anna V. Baranova

Head of Group

All-Russian Research

Geological Oil institute,

36, shosse Entuziastov, Moscow, 105118, Russia

email: baranova@vnigni.ru

Svetlana M. Nikitina

Senior Geologist

GeoPraim

10, pr. Stroitelei, Ukhta,169300, Russia email: s.nikitina@geopraime.ru Anzhela N. Shaposhnikova

Senior Geophysicist GeoPraim

10, pr. Stroitelei, Ukhta,169300, Russia email: a.shaposhnikova@geopraime.ru Tamara A. Kapryuk Head of Group GeoPraim

10, pr. Stroitelei, Ukhta,169300, Russia email: t.karpyuk@geopraime.ru

Bol’shesyninsky depression: new ideas about structure and petroleum potential according to regional seismic data