CC BY
53EARTH SCIENCES
УДК 553.98:550.8:551.7(470.342+470.13+470.343+470.41) THE PARADIGM OF THE OIL AND GAS INDUSTRY DEVELOPMENT IN THE TIMAN-PECHORA PROVINCE AND ITS PERIPHERY IN THE XXI CENTURY
Bogdanov B.
PhD in Geologo-mineralogical sciences, associate Professor of the Institute of Geology, oil and gas production
and pipeline transport, Ukhta State Technical University (USTU) , Ukhta.
Zaborovskaya V.
Senior lecturer, Institute of geology, oil and gas production and pipeline transport, Ukhta State Technical
University (USTU) , Ukhta Ovcharova T.
Candidate of technical Sciences, associate Professor, Institute of geology, oil and gas production and pipeline
transport, Ukhta State Technical University (USTU) , Ukhta
ПАРАДИГМА РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ И ЕЕ ПЕРИФЕРИИ В XXI ВЕКЕ
Богданов Б.П.
Кандидат геолого-минералогических наук, доцент по специальности "Геология нефти и газа", Институт геологии, нефтегазодобычи и трубопроводного транспорта, Ухтинский государственный
технический университет (УГТУ), г. Ухта Заборовская В.В.
Старший преподаватель, Институт геологии, нефтегазодобычи и трубопроводного транспорта,
Ухтинский государственный технический университет (УГТУ), г. Ухта
Овчарова Т.А.
Кандидат технических наук, доцент, Институт геологии, нефтегазодобычи и трубопроводного транспорта, Ухтинский государственный технический университет (УГТУ), г. Ухта
Abstract
After disappearing large-scale logistic investments in the exploration work in the Soviet Union large objects for hydrocarbon reserves growth in most oil and gas bearing areas of the Timan-Pechora province have been remained unexplored. These objects include the tectonic junction of the Varandey-Chernyshevaulacogen, the Vashutkin-Talotingeotectonic zone, the Korotaikhin and Cosju-Rogovbasins, theNovovorgomusjur of Cher-nyshov, the Lemva barrier-reef, traps under Devonian rhymes, Permian-carboniferous reefs of the Timan-Pechora and Volga-Ural provinces, formation and reef trapsof the autochton of Vuktyl oil and gas condensate field, Riphean Volga- Ural barrier reef.
Each of the objects is from dozens and hundreds kilometers in length, hundreds square kilometers in area, has amplitude of hundreds of meters, has hundreds of reefs, traps with pore, cracked, caverno-pore fractured reservoirs. All the objects are outflows of hydrocarbon generation or located next to them. The resources of the named objects are not always taken into account at the state estimation of resources. Some objects belongpartially or completely to the undistributed mineral reserve fund. Some objects are developed by subsoil users who have to be made to carry out work more intensively for assessing their significance for the state.
Аннотация
После исчезновения масштабных материально-технических вложений в геологоразведочные работы Советского Союза остались недоизученными крупные объекты для прироста запасов углеводородов в большинстве нефтегазоносных областей Тимано-Печорской провинции. Такими объектами являются тектонический узел сочленения Варандей-Чернышевского авлакогена, Вашуткинско-Талотинской структурной зоны, Коротаихинской и Косью-Роговской впадин, Нововоргамусюрский вал гряды Чернышева, Лем-винский барьерный риф, ловушки под девонскими рифами, рифы перми-карбона Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций, пластовые и рифовые ловушки автохтона Вуктыльского нефтегазоконден-сатного месторождения, рифейский Волго-Уральский барьерный риф.
Каждый из объектов имеет размеры от десятков и сотен километров в длину, сотен км2 площади, амплитуду в сотни метров, содержит сотни рифов, обладает ловушками с поровыми, трещинными, каверно -порово-трещинными коллекторами. Все объекты являются источниками генерации УВ или расположены рядом с ними. Ресурсы названных объектов не всегда учтены при государственной оценке ресурсов. Часть объектов находится частично или полностью в нераспределенном фонде недр, часть имеет недропользователей, которых надо принудить к более интенсивным работам для оценки их значимости для государства.
Keywords: Timan-Pechora, Volga-Ural, Riphae, Paleozoic, tectonic knot, structure, trap, reef, seismic works, well, hydrocarbons, resources, paradigm.
Ключевые слова: Тимано-Печорская, Волго-Уральская провинция, рифей, палеозой, тектонический узел, структура, ловушка, риф, сейсморазведка, скважина, углеводороды, ресурсы, парадигма.
В октябре 2015 г. академик А.Э. Конторович изложил парадигму и стратегические направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации на первые десятилетия XXI века [15]. Он предложил назвать период ГРР с 20-х годов прошлого века до распада СССР в 1991 г. парадигмой Губкина -Байбакова -Трофимука.
По мнению академика, суть парадигмы, по которой развивалась вся нефтегазовая промышленность Советского Союза, состояла в последовательном освоении новых нефтегазоносных провинций, двигаясь с Запада на Восток, при этом главный упор делался на открытие и освоение в первую очередь крупных и гигантских месторождений. Она предусматривала освоение ресурсов нефти и газа Средней Азии (Узбекистан, Туркмения) и Казахстана, в частности, Прикаспийской впадины, и продолжение работ в Азербайджане и на Северном Кавказе. Современная Россия последовательно доводила до логического конца парадигму Губкина-Байбакова-Трофимука: мы шли с Запада на Восток и дошли до Тихого океана. Дальше двигаться некуда. Парадигма Губкина-Байбакова-Трофимука себя исчерпала.
Далее А.Э. Конторович продолжает: "когда мы реализовывали первую парадигму, мы шли по гигантам, мелкие месторождения часто не замечали, их никто не вводил в разработку, они не представляли интереса. Особенность парадигмы развития нефтегазовой отрасли России в XXI веке будет состоять, в частности, в освоении в старых районах нефтедобычи мелких месторождений нефти с запасами до 5 млн тонн.
Вторая задача нового поколения исследователей, геологов, геофизиков, буровиков, разработчиков нефтяных и газовых месторождений - крайне аккуратно, бережно, с помощью самых новейших технологических разработок продолжать разрабатывать одряхлевшие гиганты, извлекать остаточную нефть из залежей.
Также мы должны продолжать работать в тех нефтегазоносных провинциях, где еще остались не выявленные крупные месторождения" (конец цитаты).
В Тимано-Печорской провинции последовательным поиском и разведкой месторождений углеводородов под руководством Управления нефти и газа СССР до его ликвидации занимались отраслевые институты, главные геологи и геофизики территориальных управлений, направляемые ими отраслевые научно-исследовательские подразделения, которые готовили планы ГРР для реализации их на территориях (рис. 1). За 30 лет после распада Советского Союза исчезли территориальные геологические управления и объединения, их геологическая мысль в лице института главных геологов и главных геофизиков, научных подразделений при них в виде тематических экспедиций. Остались научно-исследовательские институты в столицах, которые выполняли роль корректировщиков и редакторов годовых и пятилетних планов, формировавшихся в провинциях. Эти институты были часто далеки от первичного фактического материала, получаемого в поле сейсмо-грави-магнито-электро-разведочными партиями, геологическими съемками, скважинами различного назначения, другими геолого-геофизическими методами.
А первичный геолого-геофизический материал при постоянном его осмыслении, возврате к его анализу после получения новых данных или предпосылок к ним таит в себе иногда много перспективных объектов, которые видятся на расстоянии попрошествии лет. И наличие таких объектов может означать, с нашей точки зрения, в Тимано-Пе-чорской провинции возврат к парадигме Губкина-Байбакова-Трофимука по продолжению опоискова-ния крупных объектов размерами в сотни километров и амплитудой сотни метров при толщине перспективных нефтегазоносных комплексов (НГК) в тысячи метров, а также
Рисунок 1—Крупные объекты Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций для поисков
углеводородов Условные обозначения к рисунку 1
многокилометровых зон перспективных разнотипных структурных и рифовых ловушек УВ.
Тектонический узел сочленения Вашуткинско-Талотинской структурной зоны, гряды Чернова, гряды
Чернышева
Перспективы нефтегазоносности территории ботах Г.А. Чернова [21], который сделал это на ос-Большеземельской тундры были обоснованы в ра- нове детального изучения разрезов палеозоя гряды
Чернова, Пай-Хоя, Коротаихинской впадины в 30-
70-е годы прошлого века (рис. 1). По его мнению, наиболее важными критериями в оценке нефтегазо-носности являлись: 1) наличие в отложениях прямых и косвенных признаков нефтегазопроявлений; 2) наличие коллекторов; 3) наличие благоприятных структур; 4) наличие общих геологических данных, характеризующих благоприятную палеогеографическую обстановку, при которой возможно было нефтеобразование и формирование промышленных месторождений. На основании своих многолетних исследований Г.А. Чернов полагал, что месторождения нефти и газа в Большеземельской тундре могут быть связаны с силурийскими, девонскими, каменноугольными, пермскими и триасовыми отложениями.
Позднее открытие Талотинского месторождения битумов на реке Талота-Яха в пределах Вашут-кина-Талотинской складчатой области было обосновано И. С. Гольдбергом и коллегами после детального изучения в 1974 г. крупного скопления битумов, связанного с визейским карбонатным массивом мощностью 260 м. Площадь битумной залежи составляет 35-38 км2; запасы битумов ориентировочно могут быть оценены в 100-120 млн. т.
В начале 1980-х годов ярким подтверждением прогнозов Г.А. Чернова стали современные открытия в Тимано-Печорской провинции Хорейверской, Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областей с десятками месторождений нефти в палеозойских и мезозойских нефтегазоносных комплексах. В последние десятилетия значительный стратиграфический диапазон нефтегазоносных залежей установлен в обрамлении Коротаихинской впадины в Са-рембой-Леккейягинской структурной зоне. Здесь продуктивны трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты силура на Северо-Сарембойском месторождении, известняки и доломиты, песчаники нижнего девона Медынского и Тобойского месторождений, песчаники среднего девона и ниж-нефранского подъяруса Медынского и Тобойского месторождений, рифовые порово-каверно-трещин-ные известняки доманикового горизонта Медынского, Тобойского, Мядсейского месторождений, известняки турнейского яруса Тобойского и Медынского месторождений. Нефтеносность отложений среднего карбона установлена на При-разломной структуре. Залежь связана с трещиноватыми известняками. К известнякам верхнего карбона - нижней перми приурочены залежи нефти на Варандейской и Приразломной структурах, а газа -на Северо-Гуляевской. Залежи в верхнекаменноугольных отложениях связаны с трещиноватыми известняками.
Анализируя условия нефтеносности западной части Сарембой-Леккейягинской зоны можно сделать вполне однозначный вывод - все залежи месторождений зоны приурочены к антиклинальным складкам, уверенно подготовленным комплексом сейсморазведки и бурения.
Г.А. Чернов, И.С. Гольдберг при изучении разрезов р. Талота-Яха и мыса Синькин Нос полагали, что они принадлежат тектоническим блокам взбро-сового характера без значительного латерального перемещения. По современным представлениям, сформированным после проведения здесь в 80-90 годы прошлого века сейсморазведочных работ МОГТ и глубокого бурения, установлено, что обнажающиеся на дневной поверхности на р. Талота-Яха и мыс Синькин Нос отложения силура-триаса, залегают в козырьке аллохтона Вашуткина-Тало-тинского взбросо-надвига, латеральное перемещение на юго-запад по которому составляет 5,0-7,5 км (рис. 2). От сочленения на юго-востоке с грядой Чернышева до северной оконечности о-ва Долгий Вашуткина-Талотинский взбросо-надвиг протягивается в северо-западном направлении на 300 км и перекрывает козырьком в автохтоне блок Верхне-адзьвинской впадины шириной до 7,5 км. В этом блоке на временных разрезах с хорошим качеством можно видеть восточное крыло валообразного поднятия, осевая часть которого ярко видна на пикетах минус 180-250 профиля 04-РС (рис. 2). Интерполяция такой картины на протяжении всего взбросо-надвига позволяет нам предположить под козырьком аллохтона наличие 300-километрового вала с многими антиклинальными ловушками УВ. По-видимому, к этому валу приурочены Северо-Сарем-бойское и Усть-Талотинское месторождения.
Юго-восточным продолжением Вашуткинско-Талотинской зоны является гряда Чернова - тектонический элемент взбросо-надвиговой природы, в пределах которого на дневной поверхности в сложных дислокациях обнажаются породы от нижнего силура до верхней перми. Можно без сомнения полагать, что гряда является резонансной структурой на границе двух крупных блоков Косью-Роговского и Коротаихинского. По простиранию 120-ти километровой гряды Чернова на геологической карте можно видеть антиклинали и синклинали, возникшие в конце триасового периода: Аячъягинская, Воркутская, Таръюская. Шарнир поднятия Чернова постепенно погружается на юго-восток, поэтому в ядрах северо-западных складок залегают силурийские отложения, а в ядрах юго-восточных - девонские. Как по юго-западному, так и по северо-восточному крыльям складок установлены взбросы и сбросы, иногда большой амплитуды.
Рисунок 2 -Глубинный разрез по линии профиля РС (линия Ы')Эти структуры гряды Чернова в связи со сложностью своего строения, которое подтверждается материалами сейсморазведки МОГТ, не являются первоочередными для постановки бурения, но вполне могут приобрести интерес после открытия залежей на Сырьягинской структуре в Коротаихинской впадине.
Ярвожский свод Первостепенным объектом для продолжения на нем геологоразведочных работ должно стать Яр-вожское поднятие (структура), примыкающее с юга к гряде Чернова [18] (рис. 3). Ярвожская структура расположена в центральной части Воркутского поперечного поднятия и представляет собой антиклинальную складку изометричной формы. Размеры структуры по ОГ VI составляют 32 х 24 км, амплитуда 940 м. Структура подготовлена к глубокому бурению по отражающим горизонтам в палеозое сейсморазведочными работами МОВ в 1971 г., детализирована работами МОГТ в 1982 году.
В пределах структуры на нефть и газ были пробурены опорная скважина № 1 и поисковые сква-
жины № 2 и 13, вскрывшие разрез от нижнепермских до верхнеордовикских отложений. Фактические глубины и горизонты забоев скважин, соответственно: 3002 м (верхний силур), 4961 м (нижний силур), 6254 м (верхний ордовик). Вскрытые скважинами разрезы подтвердили сейсмические построения: по основным отражающим горизонтам в палеозое расхождения материалов бурения и сей-сморазведочных работ не превышают 50 -100 м.
В процессе бурения скважины № 1, расположенной в сводовой части структуры, нефтегазопро-явлений не отмечено. Согласно заключению ГИС, нефтегазоносные либо водоносные пласты не выделены: испытателем
Рисунок 3 —Ярвожский свод на фрагменте временного разреза профиля РС (линия II-II')
пластов опробованы шесть объектов в силурийских, нижнедевонских, среднедевонских, верхнедевонских отложениях. По результатам испытания пласты-коллекторы в опробованной части разреза отсутствуют. Скважина ликвидирована без спуска эксплуатационной колонны, как выполнившая геологическое назначение.
Согласно заключению ГИС, в разрезе скважины № 2 были выделены интервалы в нижнем девоне - нижнем силуре, охарактеризованные как продуктивные. В пяти из этих интервалов опробованием испытателем пластов в эксплуатационной колонне показано отсутствие коллекторов. Из интервала 3220-3270 м и 3380-3420 м (верхнесилурийские отложения) испытателем пластов был получен незначительный приток газа.
Скважина № 13, также расположенная в сводовой части структуры, пробурена с целью изучения геологического строения, нефтегазоносности палеозойских отложений, изучения гидрогеологической и сейсмогеологической характеристик вскрытого разреза. Основной геологической задачей, стоявшей перед скважиной № 13, являлось выяснение перспектив газоносности верхнеордовикских под-солевых отложений, из которых на Кочмесской площади был получен приток газа. Кровля соленос-ной толщи в скважине № 13 была вскрыта на глубине 5759 м. Толща представлена переслаиванием ангидритов, известняков, доломитов с подчиненными прослоями серого крупнокристаллического галита.
Согласно заключению ГИС, в интервале 50266254 м (О3) пластов, интересных в отношении
нефтегазоносности, не выделено. Испытанием верхнеордовикских отложений тремя объектами в колонне установлено отсутствие коллекторов.
В остальной части разреза скважины № 13, согласно заключению ГИС, интерес представлял интервал 3710-3770 м (верхнесилурийские отложения), рекомендованный ГИС к изучению коллек-торских свойств. В результате испытания установлено отсутствие коллекторов.
Интервал 4325-4865 м (нижнесилурийские отложения), характеризующийся по ГИС неясными коллекторскими свойствами, испытан в эксплуатационной колонне с применением методов интенсификации притока. В результате испытания установлено отсутствие коллекторов.
Таким образом, по результатам бурения трех скважин на Ярвожской площади установлено отсутствие промышленных залежей УВ, площадь выведена из бурения.
На юго-западном склоне Ярвожского поднятия на Западно-Ярвожской структуре на временных разрезах сейсмических профилей между отражающими горизонтами IV (С^) и У(Бз:Г) были закарти-рованы аномалии типа «риф», подтвержденные скважиной № 100-Западно-Ярвожская. Вскрытый скважиной разрез оказался обводненным.
Тем не менее, по нашему мнению, перспективы Ярвожского поднятия очевидны. Это следует из того, что в западной части Воркутского НГР в отложениях среднего карбона выявлено Падимей-ское нефтяное месторождение с запасами нефти свыше 4 млн.т., а в отложениях силура получены притоки газа.
Полученные в скважинах № 1, 2, 13 - Ярвож-ские отрицательные на нефть и газ результаты можно считать удивительно благоприятными для оценки перспектив. По временным разрезам, структурным картам видно, что скважины пробурены рядом друг с другом в пределах локального осложнения и охарактеризовали только небольшой участок
громадного свода площадью 760 км2. Отсутствие коллекторов в ордовикско-верхнедевонских отложениях, показанное скважинами, характеризует только этот маленький участок свода. Коллектора в виде рифовых аномалий в верхнем девоне на своде присутствуют. На основе других особенностей сейсмической записи во всем стратиграфическом диапазоне коллектора можно выделить, переинтерпретировав данные бурения и сейсморазведки, проведя дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ-2Б, 3Б. Анализ особенностей строения свода показывает, что в его пределах могут быть нефтеносными отложения карбона, рифы верхнего девона, карбонаты среднего девона, а газоносными - отложения нижнего девона - ордовика. При этом можно на примере коллекторов в биогермах силура гряды Чернова утверждать, что коллектора в нижнем палеозое Ярвожского свода должны быть (рис. 4).
Коротаихинская впадина
К северу от гряды Чернышева и Ярвожского свода в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции находится Коротаихинская впадина, к которой приурочен Коротаихинский НГР Припай-хойско-Приюжно-Новоземельской НГО (рис. 1). Он получил свой статус, обладая одним месторождением — Талотинским месторождением битумов.
В центральной части Коротаихинской впадины имеются малоизвестные объекты, которые могли бы стать основными для опоискования в ближайшее время [18]. Впадина характеризуется определенной геолого-геофизической изученностью, которую составляют грави-магнитометрические съемки, сейсморазведка МОВ и МОГТ, геологические съемки, структурное и глубокое бурение, и которая дополнена в последние годы региональными сейсмическими профилями РС. Эти данные позволили составить представления о геологическом строении Коротаихинской впадины.
Рисунок 4 —Строматолитовый слой с мозговидными биогермами в нижнем подъярусе нижнего лудлова, р. Падимейтывис (как возможный коллектор углеводородов) (Г.А. Чернов, 1972)
Ложе впадины выполнено карбонатными породами нижней перми - карбона, перекрытыми оро-генными формациями нижней перми - триаса толщиной до 5-7 км. От осевой части впадины к периферии на востоке на дневной поверхности обнажаются породы от триасовых до протерозойских. Толщина ордовикско-мезозойских пород в приосевой части впадины достигает 10-11 км.
В палеозойско-мезозойской части осадочного чехла впадины можно выделить три структурных этажа, разделенных плоскостями гравигенно-оползневых пластин и чешуй, осложняющих отложения перми-триаса, перми-верхнего ордовика и более древние. Ордовикско-нижнепермские карбонатные отложения нижних структурных этажей от Вашуткинско-Талотинской складчатой зоны моноклинально погружаются на северо-восток - амплитуда погружения кровли карбонатов перми - карбона достигает 8 км. Моноклинальные погружения пород осложнены структурными ступенями: Лабо-гейской и Одиндокской, - на которых выделяются малоамплитудные Лабогейская, Лекшорская, Ниж-несарембойская, Северо-Сюрнейская, Юрсучей-ская антиклинали.
Наибольший интерес для оценки перспектив нефтегазоносности могут представлять Одиндок-ский и Восточно-Талотинский участки.
Основной объем сейсморазведочных работ МОГТ-2Б в пределах Одиндокского участка выполнен в 1975-78 годах. В начале 90-х годов прошлого века, в начале XXI века в Коротаихинской впадине отработаны профили из программы региональных сейсмостратиграфических исследований (РС), анализу волновой картины на которых не будет предела долгие годы в связи с обилием геологической информации.
На профиле РС (рис. 2) в нижнепермско-верх-недевонской части разреза отчетливо видны аномалии сейсмической записи типа "риф", которые в совокупности с волновой картиной на соседних профилях МОГТ можно связать с наличием атолловидной карбонатной постройки, названной нами Одиндокской (рис. 5). По предварительным построениям Одиндокская атолловидная постройка представляет собой вытянутую в северо-западном направлении карбонатную платформу доманиково-раннепермского возраста длиной 82 км при ширине до 25 км. Высота сооружения может достигать 2,5 км. В рифовом обрамлении девонской постройки на временных разрезах отчётливо видны гребни отдельных рифовых массивов (рис. 2, 5). При современной изученности можно уверенно говорить о наличии структурно-рифовой ловушки УВ в западном обрамлении постройки в районе пикетов 350-
425 профиля РС (рис. 2).
■У ./''Лу 5 -Верхне!
Рисунок 5 -Верхнедевонские карбонатные постройки Коротаихинской впадины
Этот объект частично находится в нераспределённом фонде и представляет интерес для лицензирования.
В северо-западной части Коротаихинской впадины аномалии сейсмической записи типа «риф» в верхнедевонской части разреза известны по результатам сейсморазведочных работ (ПГО «Печорагео-физика», 1987). Считалось, что их рифовая природа была подтверждена поисковой скважиной 1 -Рифовая, пробуренной ПГО «Архангельскгеология» в 1989 г. Анализ материалов ГИС по скважине показывает, что в интервале 2570-2833 м (забой) вскрыты доломиты фаменского яруса, составляющие пачки пород, разделённые глинами. Такой разрез не указывает однозначно на принадлежность к рифовым, хотя скважина пробурена в зоне аномалии типа «риф», охватывающей доманиково-фа-менскую часть временного разреза. По некоторым признакам записи на временном разрезе можно полагать, что скважина пробурена на склоне рифового массива, входящего в обрамление атолловид-ной постройки.
Если сопоставить вскрытый разрез скважины 1-Рифовая с разрезом девонских отложений р. Та-лота-Яха, описанным Г.А. Черновым, то можно определить, что в скважине подошва доманикового горизонта может находиться на 380 м ниже её забоя.
Проведенный нами сейсмофациальный анализ материалов позволил выделить в северо-западной части Коротаихинской впадины фрагменты двух атолловидных построек доманиково-раннезадон-ского (?) возраста, южную из которых предлагается назвать Восточно-Тамяхинской, а северную - Во-сточно-Талотинской (рис. 5). К западу от данных построек предполагаются одиночные рифы, выделенные по аномалиям на сейсмопрофилях. По стратиграфическому диапазону от доманикового горизонта до сакмарского яруса нижней перми, по тектонической приуроченности к внешним углам
Восточно-Европейской платформы, по морфологическим сходствам и размерам Одиндокскую постройку можно сравнивать с прикаспийским Кара-чаганаком, имеющим запасы углеводородов около 1 млрд.тонн.
В настоящее время в юго-восточном углу Ко-ротаихинской впадины подготовлена сейсморазведкой к опоискованию крупная Сырьягинская структура, часть разреза которой может быть представлена рифовыми фациями. Сырьягинская структура по ОГ III (D) имеет амплитуду до 1000 м и характеризуется значительной площадью (57,0 км2). Структура подготовлена к глубокому бурению.
Рассмотренные объекты Коротаихинской впадины и её обрамления имеют непростое строение, а многие осложнены тектоническими нарушениями взбросового, взбросо-надвигового типов со значительным латеральным перемещением блоков пород, породами с крутыми углами падения, стоящими на «головах», или даже с обратным падением. Такой сложнейший тип тектоники легче объяснить, если связывать его с наличием в основании палеозойского разреза солей позднеордовик-ского возраста, которые всегда отличаются пластичностью, создавая собственную тектонику. Сейсмический образ солей выработан в Косью-Роговской впадине [3; 11] и в Коротаихинской впадине уверенно опознается на временных разрезах в виде линзы пород в основании Вашуткинско-Тало-тинского взбросо-надвига (рис. 2).
Лемвинский барьерный риф
Уверенность в выделении Одиндокской атол-ловидной постройки по сейсмофациальному анализу нам придают результаты геологоразведочных работ на Прилемвинском валу Косью-Роговской впадины, где по данным ООО «Газпром переработка» [14] в скважине 1-Юньяхинская вскрыты рифовые породы верхнего девона (рис. 6). По мнению этих авторов, "в
Рисунок 6 -Фрагмент Лемвинского барьерного рифа на временном разрезе профиля МОГТ-2Б 3 (линия III-III') с использованием материалов ООО "Газпром Переработка")
скважине 1 -Юньяхинская до глубины 2290 м вскрыт тектонический покров с двумя крупными пластинами. Верхняя представлена в нормальной последовательности отложениями нижнепермской кечьпельской, каменноугольной воргашорской, верхнедевонско-турнейской наньворгинской и нижне-среднедевонской лекъелецкой свит Лемвин-ской структурно-формационной зоны. Нижняя пластина сложена образованиями в опрокинутом залегании верхнедевонско-турнейскойусть-парнокской и каменноугольной западно-воргашорской свит, сформированных в условиях передового склона
мелководно-шельфовой карбонатной платформы («переходные фации»), и нижнепермской кечьпель-ской свиты.
Под пластинами Лемвинского аллохтона скважиной до глубины 4500 м установлен карбонатный разрез Елецкой структурно-формационной зоны в стратиграфическом диапазоне нижний карбон -верхний девон. Верхнедевонско-турнейские образования матяшорской и большенадотинской толщ формируют мощное биогенное сооружение, в кото-
ром во франском веке развивались биогермные постройки, в фаменском и турнейском веках накапливались отмельные слоистые толщи.
Здесь надо сказать, что результаты работ ООО «Газпром переработка» на Юньяхинской площади прекрасно подтвердили прогноз 30-летней давности, когда в тематической работе ПГО «Печорагео-физика» (отв. исп. Богданов Б.П., 1985 г.) между Кожимским поднятием и поднятием Енгане-Пэ был выделен фрагмент Лемвинского барьерного рифа. В последовавшей за отчётом публикации [2] приведено краткое обоснование выделения данного рифа и его фрагментов. Было показано, что к северу от Кожимского поднятия Урала выявлена система электроразведочных аномалий, которая вытянута на 90 км в субмеридиональном направлении. Образования аномалий интерпретировались как горсто-видные поднятия карбонатных пород и эти аномалии вполне приемлемы были для интерпретации в качестве баръерного рифа. Предполагалось, что за-картированные здесь электроразведкой МТЗ и ТТ Рогоза-Мусюрская, Южно -Рогоза-Мусюрская, Средне-Грубеюская, Тар-Ягинская, Усть-Кокпель-ская, Средне-Пагинская аномалии являлись отдельными куполами барьерного рифа и были перекрыты орогенными образованиями и чешуями надвигов пород лемвинского комплекса общей толщиной 1-2 км. Дальнейшее продолжение барьерного рифа предполагалось к северу, где поднятие картировалось сейсморазведкой РНП.
К сожалению надо сказать, что скважина 1 -Юнъяхинская имела странную историю на завершающем этапе - было известно, что скважина вскрыла фрагмент девонского рифа высотой свыше 1000 метров, и этот риф оказался не испытанным надлежащим образом. При бурении испытателем пластов опробован интервал 2304.55-2337.87 м, где за 80 минут открытого периода из кровли каменноугольных отложений притока не получено, и второй интервал 4483-4500 м, из которого за 113 минут открытого периода притока не получено. Такое формальное опробование просто неэффективно. На самом деле в скважине коллектора имеются, что подтверждается результатами проводки скважины, в которой в аллохтоне лемвинских фаций в интервалах 1332,07-1338,17, 1389,8-1402 м наблюдались поглощения глинистого раствора различной интенсивности от 0,33 до 4,6 м3/сут. Пусть это может быть трещинная емкость, но она есть и ее надо было опробовать. Таким образом, в скважине остался неопробованным 70 -метровый интервал с коллекторами.
Считается, что рифовая часть разреза скважиной вскрыта на глубине 2757 м и она совпадает с кровлей фаменских отложений. С нашей точки зрения, по литологической характеристике (органогенные известняки), по кривым ГИС рифовый разрез начинается с кровли каменноугольных отложений на глубине 2290 м, срезанных взбросо-надвигом, выше плоскости которого залегают лем-винские фации верхнего девона.
Таким образом, с нашей точки зрения, скважиной 1-Юньяхинская в интервале 2290-4500 м (забой) вскрыт верхний фрагмент Лемвинского барьерного рифа (2210 м разреза), который, судя по волновой картине, вниз продолжается на 500 мсек, что может составить 1500 м при интервальной скорости 6,0 км/сек. При такой интерпретации в точке скважины 1 -Юньяхинская уже набирается рифовый разрез высотой 3710 м.
На временных разрезах профилей в интервале времен 2.8-3.5 сек в автохтоне видна великолепная аномалия рифового типа в отложениях нижнего девона - ордовика, - при этом высота рифа может достигнуть 2.0 км (рис. 6). Таким образом, на Юнья-хинской площади высота палеозойской части Лем-винского барьерного рифа может составить свыше 5.0 км.
Скважина 1 -Юньяхинская не получила положительного результата на нефть и газ будто бы в связи с отсутствием коллекторов, наличие которых определялось по данным ГИС, при лабораторных исследованиях керна.
В связи со вскрытием уникального рифового разреза в скважине 1 -Юньяхинская, подтверждением природы рифовых аномалий на временных разрезах во всей палеозойской толще, т. е. подтверждением Лемвинского барьерного рифа, хотелось бы напомнить об особенностях развития коллекторов в рифах. Ярким примером определённой закономерности в развитии коллекторов в рифах могут служить обнажения на дневной поверхности си-рачойского барьерного рифа на реке Седью на восточном склоне Ухтинской антиклинали Тиман-ского кряжа. Здесь в 25 км от Ухты по асфальтированной дороге известны два обнажения с контрастными фильтрационно-ёмкостными свойствами: обнажения скалолазов и обнажение рифового гребня. В обнажении скалолазов рифовые породы внутренней зоны рифа плотные, и звенят под молотком, а в гребне рифа (800 м от скал скалолазов) стенка обнажения высотой 10-12 м представлена сплошным коллектором в виде пустот с доломитовой мукой, каверн разных размеров, пор, трещин (рис. 7).
Рисунок 7 —Каверны и карст в обнажении сирачойского рифа р. Седью (фото Б.П. Богданова)
Надо отметить, что закономерное распределение коллекторов наблюдается во всех типах рифовых построек и их облеканиях, что видно на примере месторождений ТПП. Эти закономерности приводят нас к однозначному выводу: необходимо продолжать целенаправленные ГРР в пределах 200-километрового фрагмента Лемвинского баръер-ного рифа с целью определения в нем коллекторов для последующего вскрытия их скважинами для открытия значимого для экономики Республики Коми месторождения углеводородов. Самым простым выходом был бы возврат на скважину 1 -Юнь-яхинская после дополнительной интерпретации ГИС.
Если недропользователи уйдут из зоны рифа протяженностью 200 километров при высоте до 5 километров не открыв месторождения, весь геологический мир будет удивлен.
Подсолевые отложения ордовика и Нововор-гамусюрский вал
Следующим значимым объектом для прироста запасов УВ могут являться подсолевые образования в северо-западном обрамлении Косью-Рогов-ской впадины [3; 11].
В 80-х годах прошлого века соленосные образования ордовикского возраста вскрывались в
Косью-Роговской впадине в скважинах №№ 3, 5, 6 на Кочмесской структуре, где из межсолевых отложений с глубины 5629 м в скв. № 3 был получен фонтанный приток газа дебитом около 1 млн. м3/сут. с высоким содержанием сероводорода.
Вторым участком Косью-Роговской впадины, где установлены по керну соленосные образования, является Ярвожский свод. В скважине №13 -Ярвож в толще пород, сложенных чередованием доломитов, известняков с кристаллами сульфатов в пограничных отложениях силура-ордовика с глубины 5556^5561 м в керне подняты соли.
Анализ сейсмических материалов МОГТ по участкам проявления в разрезе ордовикских солей позволил установить их образ на временных сейсмических разрезах, что, в свою очередь, позволило судить о масштабах их развития на северо-востоке Европейской платформы. По привязке волновой картины к разрезам скважин на Кочмесской площади установлено, что солевмещающим образованиям соответствует хаотическая волновая картина веретенообразнойформы (рис. 8 ) (Богданов, веретенообразной формы [3]. Временной интервал со-левмещающей толщи
Рисунок 8 —Косью-Роговская впадина. Сейсмический образ ордовикских солей на Кочмесской площади
(линия
(Д^) измеряется от 50 до 300 мсек., что соответствует 100-800 м.
Линзовидный характер имеют толщи отложений в ордовикской части разреза под Берганты-мылькской структурой Косью-Роговской впадины, в основании вала Гамбурцева, на далёкой его северной периклинали в пределах Леккейягинской площади.
Как отмечалось выше, наиболее впечатляющая волновая картина наблюдается в юго-западной при-бортовой части Коротаихиской впадины, где под «козырьком» Вашуткинско-Талотинскоговзбросо-надвига на его 80-километровом протяжении до мыса Синькин Нос можно видеть линзу солей толщиной до 2.0 км, под которой выделяется при-разломный вал. На суше вал имеет протяженность свыше 80 км и амплитуду в сотни метров. Верхняя кромка подсолевых пород залегает на доступных для бурения глубинах в 4^5 км.
В скважине 1-Воргамусюрская, пробуренной в конце XX века в пределах одноименной структуры, подготовленной сейсморазведкой МОГТ на гряде Чернышева, в интервале 2700^3000 м после нормально залегающего разреза каменноугольных, девонских, силурийских отложений вскрыты соле-носные образования ордовикского возраста, из которых получен приток газа и нефти.
Анализ сейсмических материалов МОГТ показывает, что солям соответствует линзовидная в поперечном сечении аномалия волнового поля. Толщина соответствующих ей солевмещающих отложений может достигнуть 2.0 км.
В современном виде участки гряд Чернышева, Чернова, Вашуткинско-Талотинского взбросо-надвига отличаются сложным тектоническим строением, когда на дневную поверхность с глубины 4^5 км в системы положительных форм подняты отложения силура-девона-карбона. Установленное нами широкое развитие здесь солей в значительной степени объясняет существующий стиль названных тектонических элементов, который легче всего объяснить присутствием солей в основании разреза, сопровождаемое инверсионными процессами, тангенциальными напряжениями и гравитационными соскальзываниями пластин с Урала и Пай-Хоя.
При явной инверсионной составляющей элементы взбросо-надвиговой природы отчетливо наблюдаются на валах Гамбурцева и Сорокина Ва-рандей-Адзьвинской структурной зоны. Но здесь происхождение их следует связывать с инверсией блоков гряды Чернышева, когда в предтриасовое и предюрское время Шарью - Заостренский, Нядей-тинский ее блоки были высоко подняты над окружающими Хорейверским, Косью - Роговским и Ко-ротаихинским блоками современных одноименных тектонических элементов. Инверсия данных блоков подтверждается размывом в предпозднепермское время в Верхнеадзьвинской впадине средне - верхнекаменноугольных, нижнепермских отложений, в предтриасовое и предюрское время - средне-верхнекаменноугольных, пермских, триасовых отложений в отдельных блоках вала Гамбурцева, гряды Чернышева. По толщине размытых пород (около 22.5 км - сохранившиеся разрезы средне-верхнека-
менноугольных, пермских отложений в Мореюс-кой, Хорейверской впадинах) можно предположить вертикальную амплитуду инверсии блоков гряды Чернышева, вала Гамбурцева в 2-2.5 км. Если знать, что в основании осадочного чехла развиты пластичные ордовикские соли, то нетрудно представить, что в момент столь амплитудной инверсии надор-довикские предюрские породы должны были перемещаться и по латерали. Они надвигались в сторону регионального наклона в западных и восточных направлениях с тектонической разрядкой в виде взбросо-надвигов по западным крыльям валов Гамбурцева и Сорокина, Хоседаюского и Нядей-тинского валов. Основные взбросо-надвиги валов оперялись встречными взбросами с западным падением плоскостей разрыва, образуя скибовые участки. Такую ситуацию можно представить на западном крыле Интинской структуры
Можно предположить, что в немалой степени гравитационному соскальзыванию отложений с ин-версировавших тектонических блоков гряды Чернышева и ее обрамления способствовали вибрационные явления землетрясений, сопровождавшие излияния базальтов в раннем триасе. Покровы базальтов зафиксированы в обнажениях, в скважинах, в обширных площадных аномалиях магнитного поля. Колоссальная роль тектонической вибрации при интрузивно-вулканических процессах очевидна.
По аналогии с Кочмесской и Воргамусюрской площадями можно полагать, что на названных выше объектах, которые представляют собой антиклинальные складки и валы, могут быть ловушками межсолевые пачки карбонатных пород, а под соляной покрышкой - прекрасно сохранившиеся залежи углеводородов, для опоискования которых в связи с высокой стоимостью следует принять специальную федеральную программу, которая будет способствовать открытию, возможно, гигантских месторождений.
Проведенный анализ показывает, что в северовосточной части Тимано-Печорской провинции в ордовикское время существовал обширный соле-родный бассейн, занимавший фрагменты современных гряды Чернышева, Варандей-Адзьвинской структурной зоны, прибортовых частей Косью-Ро-говской и Коротаихинской впадин, гряды Чернова, соли которого сыграли определяющую роль в развитии тектонических процессов, создавших сохранившиеся до настоящего времени структуры инверсионно- надвигового стиля.
Инверсионно - надвиговый стиль дислокаций характерен для тектонических зон западных склонов Урала и Пай-Хоя. Большинство исследователей, в той или иной мере занимавшихся изучением геологического строения данных территорий, полагают источником возникновения взбросо-надвиго-вых, шарьяжных складок, пластин тангенциальные напряжения, передающиеся в латеральном направлении из зон контактов европейского и азиатского палеоблоков земной коры. По нашему мнению, это верно только отчасти, причем в меньшей степени.
Комплексный анализ фактических геолого-геофизических данных неоспоримо указывает, что в позднем карбоне-ранней перми с юга на север происходило закрытие Уральского (Западно-Сибирского) палеоокеана, существовавшего к востоку от современного водораздела Европа-Азия как минимум с раннего рифея. Перегиб континентального склона, контролировавший переход от глубин эпи-континентального окраинного моря к глубинам океаническим на протяжении от раннего рифея до артинского века, подчеркивался соответствующими рифовыми системами, к востоку от которых отлагались черносланцевые фации окраины континента, континентального склона и его подножья типа лемвинских, карских. В рифее-ранней перми в силу астрономических причин и эндогенных следствий взаимодействие гипсометрически высокостоящего Европейского палеоконтинента и, естественно, лежащей гипсометрически на несколько километров ниже Западно-Сибирской океанической плиты привело к субдукции последней. Суб-дукция сопровождалась инверсией с образованием в приконтактной области плит Палеоурала высотой в несколько километров. Это в некоторых блоках его определяется толщиной рифейско-нижнеперм-ских отложений, уничтоженных последующей эрозией (на Башкирском и Ляпинском антиклинориях на поверхности обнажаются нижнерифейские породы). Естественно предположить, что с поднимавшегося Палеоурала по поверхности наиболее пластичных пород в основании визейского яруса, в кровле нижнепермских карбонатов за счет гравитационного соскальзывания сходили лавины осадков, образуя картируемые сегодня геологической съемкой, бурением, сейсморазведкой, другими геофизическими методами серии складок, чешуи, пластины, ограниченные взбросо-надвигами. По-видимому, в предюрское время в результате эрозии и проседания в охлажденную зону субдукции Палео-урал из высокогорной страны превратился в пологий пенеплен. Плоскости оползней гравигенных складок за счет проседания осевой зоны Палео-урала, естественно, приобрели восточное падение, давая коллегам сегодня пищу для предположений о широком развитии тангенциальных напряжений, породивших латеральное перемещение за счет про-давливания азиатским блоком.
В этой связи показательны материалы сейсмических профилей МОГТ, отработанных на западном склоне Кожимского поднятия Ляпинского ан-тиклинория Приполярного Урала, на которых видны серии оползневых складок с плоскостями соскальзывания, не проникающими ниже каменноугольных отложении, т.е. не имеющих глубинных корней.
Выше отмечалось, что между сравнительно хорошо изученными геолого-геофизическими методами Хорейверской и Косью-Роговской впадинами находится сложнопостроенный тектонический элемент - гряда Чернышева.
Считается, что гряда Чернышева представляет собой складчато-блоковую систему структур, включающую Хоседаюский вал, Адзьвавомскую
депрессию, Тальбейский, Шарью-Заостренский и Яньюский блоки, образовавшиеся над линейной системой разломов, разделяющих Хорейверскую и Косью-Роговскую впадины (рис. 1).
В результате проведенных в начале 90-х гг. прошлого века в пределах гряды Чернышева сей-сморазведочных работ МОГТ были получены представительные материалы, позволившие внести существенные дополнения и изменения в представления об особенностях развития гряды и смежных территорий на рубежах тектонических эпох, о перспективах их нефтегазоносности, сформировавшихся до проведения сейсморазведки и бурения.
Сейсмические материалы наглядно отражают особенности строения мезозойских и подстилающих палеозойских отложений, которые ранее определялись по литолого-фациальной характеристике базальных частей триасовых и палеозойских пород в редких разрозненных обнажениях рек, ручьев и редких угольных скважин, наиболее систематизированные описания которых имеются у Н. И. Тимо-нина [19]. Волновая картина сейсмических профилей позволяет судить об ином происхождении гряды, чем просто флексуре на границе Хорейвер-ской и Косью-Роговской впадин.
Существующие 25 лет геологические модели Воргамусюрской площади позволяют отметить, что на основании неверной интерпретации временных разрезов были выполнены неправильные глубинные построения по Воргамусюрской и Адак-ской площадям без учета высоких скоростей в аллохтоне, без учета низкоскоростного триаса,
вместо которого был нарисован выдвинутый неимоверно далеко на восток высокоскоростной карбонатный аллохтон с породами ордовика-девона (рис. 8) [1; 12; 20; 13].
Эта ситуация может быть показательно разобрана на примере сейсмического профиля (рис. 9), на котором далеко (5.0 км) выдвинутый на восток блок высокоскоростных карбонатных пород ордовика-девона показан на пикетах 158-208. На временном разрезе этого профиля (рис. 9) между пикетами 158-208 на временах от 0 до 0.8 сек выделяется комплекс пород, врезанный в плоскослоистые отложения верхней перми.
Нам представляется, что этот комплекс слагают триасовые отложения, поле развития которых закартировано геологическими съемками с использованием аномального поля ЛТа (рис. 10), глубоко врезанные (до 1 км) в верхнепермские (рис. 10, 11,12), что было показано еще в далеком 2001 году [10]. По данным Н.И. Тимонина, В.А. Жаркова, триасовые отложения в примыкающих с востока к гряде Чернышева, представлены в основании пластами крупногалечных конгломератов с галькой и валунами различных эффузивов: порфиритов, ту-фолав и базальтов,- а также кварцитов и кварцито-вых песчаников. Выше прослеживаются пластовые залежи базальтов толщиной 30-35 м, перекрытые переслаиванием песчано-алеврито-глинистых пород с прослоями гравелитов и конгломератов с галькой известняков
Рисунок 9 —Сейсмогеологический профиль 20992-08 через скважину 2-Адакская с неправильной интерпретацией волновой картины в виде далеко выдвинутого на восток блока ордовикско-девонских
карбонатных пород
Рисунок 10 —Временной разрез 20992-08 с интерпретацией и скоростной моделью (составил Б.П.
Богданов, январь 2016 г.)
Рисунок 11 —Карта аномального магнитного поля А Та для картирования низкоскоростных триасовых
отложений
Рисунок 12 —Нововоргамусюрский вал на сейсмогеологическом профиле с отложениями триаса вдоль восточной периферии гряды Чернышева (линия ¥-¥')
нижнепермского облика. Наблюденная толщина разрезов 220-800 м. При такой литологиче-ской характеристике совершенно справедливо принять невысокую пластовую скорость в этих отложениях в 2100 м/сек, характерную для верхней части разреза в скважинах Косью-Роговской впадины.
Согласно нашим представлениям о геологическом строении гряды, временной разрез по названному профилю был переинтерпретирован, получена скоростная модель с учетом врезанного низкоскоростного триаса. Глубинные построения позволили увидеть вал, который имеет длину 40 км, ширину 10 км, амплитуду по отложениям ордо-вика-нижней перми - около 400 м. По сейсмофаци-альной характеристике предполагается, что в при-осевой части вала развиты карбонатные постройки силура, рифы верхнего девона, постройки карбона. Выделенный вал было предложено назвать Ново-
воргамусюрским (рис. 12, 13) [5]. Ресурсы Ново-воргамусюрского вала по известным палеозойским НГК от ордовика до нижней перми могут составить десятки миллионов тонн.
Сейсмические временные разрезы, аномальное магнитное поле АТа позволяют нам сделать важный вывод об особенностях распространения триасовых отложений вдоль восточного ограничения гряды Чернышева. До тектонических эпох мезозойских складчатостей с существенной инверсионной составляющей в пределах гряды поле развития триасовых вулканогенно-осадочных пород запада Косью-Роговской впадины составляло единое пространство с триасом Хорейверской, Коротаихин-ской, Большесынинской впадин. В результате инверсионных поднятий по взбросо-надвигам с тангенциальными напряжениями в конце триаса, юры последовательно со стороны Урала и Пайхоя отложения
Рисунок 13 -Обзорная карта северной части гряды Чернышева Тектоническое районирование: 1 - Макариха-Салюкинская антиклинальная зона, 2 - Цильегорская депрессия, 3 -Мореюская депрессия, 4 -Хоседаюский вал, 5 - Тальбейский блок, 6 - Адзъвавомская депрессия, 7 - Кочмесская ступень, 8 - граница Республики Коми и НАО, 9 - реки; месторождения: 10 -нефтяные, 11 - газовые, газоконденсатные, 12 - нефтегазовые, нефтегазоконденсатные; структуры: 13 - выявленные, 14 - подготовленные, 15 - в бурении, 16 - выведены из бурения.
триаса и юры во взбросо-надвиговых блоках гряды были размыты и сохранились к востоку от нее в виде желоба между Поварницким и Верхне-роговским поднятиями. При этом в аномальном магнитном поле разломы, пронизанные дайками диабазов, ограничивающие гряду с запада и востока, продолжаются на юг на всем ее протяжении.
Рифы нижней перми-карбона Важнейшим направлением ГРР ТПП и ВУП должны являться рифы нижней перми-карбона,за-картированные сейсморазведкой и бурением в ТПП и Волго-Уральской провинциях [4].
Бурением нижнепермские рифы в 70-х годах были вскрыты на Коровинской площади вблизи
границы Денисовской впадины и Малоземельско-Колгуевской моноклинали.
На территории Малоземельско-Колгуевской моноклинали в общем виде по материалам сейсморазведки и бурения была выделена сложно разветвленная система органогенных построек, включающая 7-8 ветвей как субмеридионального, так и иного простирания.
В Печоро-Колвинском авлакогене, кроме Денисовской впадины, нижнепермско-каменноуголь-ные постройки очень широко распространены на Колвинскоммегавале от Хыльчуюской до Чедтый-ской площадей. Они объединяются в линейные и
кольцевые формы, или локализуются в виде небольших одиночных рифов.
В северной части Хорейверской впадины сейсморазведкой МОГТ закартировано множество аномалий волнового поля, которые могут быть связаны с органогенными постройками типа карбонатных банок, с одиночными рифами. По рисунку волновой картины и структурному плану ОГ 1а такие банки можно предполагать на Синдотинском, Надеждинском, Сюрхаратинско-Тэдинском и других участках. Рифовая природа аномалий подтверждена скважинами 91 -Харейсинской, 31 -Садаягин-ской, 1-Северо-Чернореченской, 1-Варкнавской, 63-Сарутаюской, 21-Вангурейяхинской и рядом других. Так, в скв. 91-Харейсинской ассельско-сак-марские отложения представлены 200-метровой толщей водорослевых криноидно-мшанковых известняков. Аномалии достаточно четко проявились в структурном плане ОГ 1а, обусловливая его высокую дифференциацию, а также в картах временных толщин интервала ОГ 1а -ОГ 11у и толщинах артин-ских отложений.
В Хорейверской впадине на Сандивейской площади рифовые образования нижней перми про-мышленно нефтеносны.Рифовая природа отложе-
— этаж нефтеносности-80-95-125 м;
— дебиты нефти-до 658 м3/сут (расчет), 172220 м3/сут (в колонке);
— количество построек на единицу площади месторождения-1 постройка на 4-5 км2 участка;
— возможные ресурсы одиночного рифа размерами 250^160 м (при приведенных параметрах под-счета)-95000 т;
— извлекаемые запасы-38000 т.
а также волновым полем, наблюдаемым на временных разрезах сейсмических профилей.
В Варандей-Адзьвинской структурной зоне рифовые образования верхней части комплекса известны по данным бурения на Варандейском, Тора-вейском, Лабоганском, Наульском, Междуречен-ском месторождениях. Характер волнового поля на временных разрезах указывает на развитие рифов на восточном борту Мореюской депрессии, в Верх-неадзьвинской впадине.
Для изучения рифов новым толчком послужило открытие залежей нефти на Колвинском месторождении в Хорейверской НГО, где после проведения сейсморазведки МОГТ-3Б (рис. 14) и бурения получены уникальные данные по строению и нефтегазоносности нижнепермских рифов, которые можно охарактеризовать следующими параметрами:
— глубина залегания -2050-2200 м;
— размеры рифа в поперечнике -250-500 м;
— высота рифа-160 м;
— количество эффективных коллекторов-23-
60 м;
— пористость-7-13 %;
Уникальная система нижнепермских рифов, похожая в плане на кровеносную систему, закарти-рована А.В. Самойловым (2014 г.) на севере вала Сорокина на Наульской и Лабаганской площадях при широкоазимутальной съемке 3D. Схожесть отдельных рифов-столбиков (канадцы назвали бы их пинаклами) высотой 160-180 м с подобными рифами Колвинского нефтяного месторождения, За-
нии подтверждена литологиеи в разрезах скважин.
Рисунок 14 —Нижнепермские рифы Колвинского нефтяного месторождения на временном разрезе In
201
падно-Хатаяхской площади в Хорейверской впадине позволяет предположить, что центральная часть Хорейверской впадины от Пайхарской структуры на севере до группы Баганских структур на юге пронизана такой сеткой рифов. И понятно, что детально закартирована эта сеть может современной модификацией сейсморазведки 3Б.
Чтобы оценить возможное количество рифов воспользуемся вышеприведенными данными по Колвинскому месторождению и его периферии, где одна постройка приходится на 5 км2. При площади северной части Хорейверской впадины 26320 км2 количество одиночных рифов может составить 5265 штук. Величина фантастическая.
При общем достаточно хаотичном расположении закартированных и предполагаемых карбонатных органогенных построек на севере ТПП установлена закономерность, которая, в частности, заключается в том, что наиболее северные из построек имеют преимущественно позднекаменно-угольно-раннепермский возраст, а южные и юго-восточные - раннепермский. Очень часто пермско-каменноугольные постройки размещаются над верхнедевонскими, что указывает на устойчивость процессов рифообразования в течение сотни миллионов лет в определенных тектонических условиях.
В Инта-Кожимской зоне Косью-Роговской впадины в скважинах вскрыты уникальные разрезы ассельско-сакмарско-нижнеартинских карбонатных отложений, представленные полифациальными осадками: рифовыми, склоновыми, предрифовыми, предрифовыми глубоководными. Эти разрезы в совокупности с материалами 3Б можно принять за эталон при изучении рифовых ситуаций в предуральской части Тимано-Печорской провинции.
Уникальность разрезов заключается в том, что на Интинском и Кожимском
нефтегазоконденсатных месторождениях в
скважинах вскрыты рифы высотой до 500 м (скважина 3-Кожим). Нигде в Тимано-Печорской провинции таких разрезов не было известно.
На Интинском и Кожимском месторождениях интервалы карбонатных построек нижней перми выделяются в скважинах:17-Инта, инт. 2584-2790 м (Н= 206 м),3498-3700 м (Н=202 м), 3764-3885 м (Н=121 м);18-Инта, инт. 2583-2845 м (Н=656 м);21-Инта, инт. 2299-2955 м (Н=260 м);1-Кожим, инт. 3212-3380 м (Н=158 м);3-Кожим, инт. 2953-3424 м (Н=471 м), 4063-4440 м (Н=377 м);5-Кожим, инт. 3460-3547 м (Н=87 м).
Существенное отличие толщин рифовых отложений в скважинах (от 87 до 471 м) следует рассматривать разным положением пробуренных скважин относительно их гребней.
На Интинском месторождении рифы вскрыты в скважинах 17,18, 21-Инта.
Рассмотрим их отображение на временном разрезе crossline 5153, представленном в отчете о работах МОГТ-3Б. На рисунке 15 видно, что скважина 17-Инта в сечении этого профиля вскрыла риф ассельско-сакмарских отложений в интервале времен 1740-1885 мсек (А t=102 мсек) в его гребне. При интервальной скорости в рифе 6000 м/сек высота рифа на данном профиле составляет 306 м. В скважине толщина рифовых отложений составляет 256 м, что является близкими величинами.
В аллохтоне скважины 1 -Кожим рифовый разрез вскрыт в интервале 3212-3380 м (Н=158 м). На временном разрезе профиля 5500 интервал рифовой постройки занимает 66 мсек, что при скорости 6000 м/сек составляет около 200 м.
В скважине 3 -Кожим рифовые разрезы вскрыты в аллохтоне (ин. 2953-3424 м, Н=471 м) и автохтоне (инт. 4063-4440 м, Н=377 м) разреза. На временном разрезе crossline 5465 риф в аллохтоне занимает интервал 160 мсек, что соответствует при скорости 6000 м/сек 480 м. При этом
17-Инта
I
^P1ar1
I
^P1ar1k
__^С2т_2
Рисунок 15 —Интинское месторождение. Нижнепермские рифы на профиле сгач'Ипв 5153 в аллохтоне
Интинской складки
отчетливо видно, что несколько восточнее ствола скважины высота постройки составляет около 180 мсек, что составляет 540 м.
На временном разрезе видно, что между отдельными рифовыми постройками существует иная волновая картина, представленная несколькими динамически выраженными отражениями, верхние из которых облекают постройки. Эти интервалы разреза сложены снизу вверх известняками и мергелями черными, темно-серыми, окремненными, пи-ритизированными, что соответствует фациальным рядам в условиях карбонатного осадконакопления с рифами.
Аномалии сейсмической записи похожие на аномалии Инта-Кожима можно видеть на временных разрезах других профилей.
Разрезы нижней перми глубоководной зоны Инта-Кожимских дислокаций на востоке примыкают к западному склону Кожимского поднятия Приполярного Урала, возвышающемуся над одновозрастными разрезами палеозоя на 3-5 км. Нижнепермские разрезы в обрамлении Кожимского поднятия закономерно сложена рифовыми, склоновыми, депрессионными фациями. И, по-видимому, они надстраивают фрагмент Восточно-Европейского барьерного рифа рифейско-каменноугольного возраста,
ограничивавшего склон одноименного континента.
Южнее в Верхнепечорской впадине нижнепермские рифы по аномалиям сейсмической записи установлены по западной периферии Вуктыльской складки, на границе с Джебольской ступенью. Столь редкое появление рифов следует объяснять отсутствием материалов современных модификаций МОГГ-3Б.
Разрезы нижней перми глубоководной зоны Инта-Кожимских дислокаций на востоке примыкают к западному склону Кожимского поднятия Приполярного Урала, возвышающемуся над одно-возрастными разрезами палеозоя на 3-5 км. Нижнепермские разрезы в обрамлении Кожимского поднятия закономерно сложена рифовыми, склоновыми, депрессионными фациями. И, по-видимому, они надстраивают фрагмент Восточно-Европейского барьерного рифа рифейско-каменноуголь-ного возраста, ограничивавшего склон одноименного континента.
Южнее в Верхнепечорской впадине нижнепермские рифы по аномалиям сейсмической записи установлены по западной периферии Вуктыльской складки, на границе с Джебольской ступенью. Столь редкое проявление рифов следует объяснять отсутствием материалов современных модификаций МОГГ-3Б.
Ситуация с появлением и картированием нижнепермских рифов резко меняется на искусственной границе Тимано-Печорской и Волго-Уральской
провинций, проведенной по Ксенофонтовскому валу. Здесь в материалах сейсморазведки МОГТ-2Б четко видны нижнепермско-каменноугольные рифы, унаследованно размещающиеся над девонскими и рифейскими рифами.
Южнее на Косьвинско-Чусовской седловине Предуральского прогиба над рифовым атоллом позднедевонского возраста мы видим артинские (?) рифы ранней перми, похожие на Колвинские ТПП (рис. 16). Такими рифами усыпано пространство Пермского края вдоль Предуральского прогиба.
Можно представить, что количество нижнепермских рифов может достигать в Пермском крае многих сотен.
Совокупность проанализированных геолого-геофизических материалов по фрагментам Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций показывает широкое развитие здесь рифовых построек раннепермского возраста, количество которых может составить тысячи штук.
Наблюдаемое в провинциях в течение последних 20 лет отношение недропользователей к изучению и освоению этих рифов оптимизма не вызывает. По-видимому, государству надо принять ряд стимулирующих и принудительных мер для освоения этих рифов.
Ловушки УВ под верхнедевонскими рифами Большое количество ловушек УВ может находиться под верхнедевонскими рифами ТПП. Целенаправленное изучение верхнедевонских рифов Тимано-Печорской провинции началось свыше 50 лет назад Т.А. Кушнаревой, Н.Д. Матвиевской, М.М. Грачевским и др., особенно после принятия программы их изучения в 1977 г. в УТГУ, и это привело к открытию к настоящему времени свыше 100 залежей углеводородов в рифах и структурах их об-лекания (Богданов, 2017). Барьерные, одиночные, атолловидные рифы, банки, биостромы, Лемвин-ский (Восточно-Европейский барьерный риф) за-картированы от Тимана до Баренцева моря. Протя-
более метров. Нефтепроявлений в них много, а месторождений известны единицы в связи с тем, что целенаправленно ими не занимались. В начале 2000-х НК Лукойл были подготовлены два объекта по 2Б. Первой скважиной вскрыли склон рифа. Во второй скважине со второй попытки вскрыли вершину. Высота риф около 100 м. Верхняя часть насыщена газом, нижняя - нефтью. Коллекторы хорошие. Дебит нефти около 50 т/сут., давление ниже гидростатического. Следующий риф готовили по 3Б, он оказался водонасыщенным.
женность разновозрастных рифовых барьеров измеряется тысячами километров, количество одиночных рифов измеряется десятками. И при этом наблюдается поразительное явление, когда под залежами в зонах рифов почти не открывается месторождений при условии, что рифы почти всегда залегают на среднедевонско-нижнефранском терри-генном, ордовикско-нижнедевонском
нефтегазоносных комплексах с их коллекторами и покрышками толщиной в сотни и тысячи метров, с их очагами генерации, путями миграции и зонами аккумуляции.
По-видимому, отсутствие открытых залежей объясняется очень просто - при структурных построениях отражающих горизонтов (ОГ) под рифами составляются до них неправильные карты интервальных или средних скоростей, что приводит к ошибочным структурным построениям.
В отчетах по рифовой тематике проведены исследования по распределению скоростей в разнофа-циальных зонах верхнего девона на Аресских и Ха-рьягинских площадях, результаты которых получились вполне определенными. На Харьягинской площади проведен анализ скоростной характеристики верхнедевонских отложений между отражающими горизонтами, вмещающими рифы. В результате были выделены три зоны: I зона - зона пониженных интервальных скоростей (3700 - 4100 м/сек) - соответствует предрифовым отложениям открытого шельфа и толще заполнения; II зона -
Амплитуда их от нескольких десятков до 200 и__
s_uooii6. 150 jeMii,22! ~~~ joooro.iss иеэталкю. 119 ишэклоооб аз лиоозз &йЗжшЁ
b* i J09912 1 i I -J09901- . *1899Св . S_U200M- ^^Vl S U001M i i i "uMOC»
Ii 50 550 1050 1550 205 0 2550 30&0 3550 405 0 4550 5081)0 107.0 137.0 67103 0 1Ш0 59 0 337 0 »7.0 337.0311 0 361.0 780 0 686 0 506 0 46&0 3010 3060 1060 K(
Рисунок 16 —Нижнепермские рифы Пермского края на временном разрезе
зона средних интервальных скоростей (5050 - 5200 м/сек) - соответствует области распространения за-рифовых отложений закрытого шельфа; III зона -зона высоких интервальных скоростей (5500 -6300 м/сек) - соответствует рифовым образованиям.
В Аресской зоне рифов (Ижма-Печорская си-неклиза) также наблюдается четкая приуроченность значений интервальных скоростей к различным фациальным зонам: рифогенные образования
характеризуются интервальными скоростями 5600 - 6000 м/сек; отложения толщи заполнения - 3290 -4700 м/сек.
На рисунке 17 показана ситуация, когда применение дифференцированных пластовых скоростей в рифах и за их пределами, в отличие от применения недифференцированного закона средних скоростей до подрифовых отражающих горизонтов приводит к существенным
Рисунок 17 - Схематический профиль доманиково-нижнефаменских отложений по линии скважин
Ронаельской ступени (составили Б.П. Богданов, Ю.С. Кузьменко). 1 - скважина, её номер и название; 2 - залежи нефти выявленные; 3 - рифы доманиково-задонского возраста; 4 - толща заполнения; 5 - возможные ловушки УВ в поддоманиковых отложениях; 6 - номер точки для контроля скоростей и глубин ОГ Шй; 7 - значения интервальных
скоростей в рифах и толщах заполнения; 8 - отражающий горизонт Ш/ш1 в построении подрядчика, 2015 г.; 9 - отражающий горизонт ИМ в построении подрядчика, 2015 г.; 10 -отражающий горизонт ИМ в построении Б.П. Богданова, 2016 г.; 11 - разница в отметках ОГ ИМ в
построениях подрядчика и Б.П. Богданова.
уточнениям структурных поверхностей под рифами и вмещающими их отложениями, к кардинальному изменению структурных планов с появлением антиклиналей за пределами рифов.
Анализ структурных построений по отражающим горизонтам под верхнедевонскими рифами ТПП показывает, что часто они выполнены по неверным скоростным законам, что привело к неправильным структурным планам возможных ловушек УВ или вообще к их отсутствию. Такая ситуация под тысячами километров рифовых барьеров и одиночных рифов верхнего девона позволяет полагать, что при последующем анализе построений в ТПП
могут быть выявлены десятки и сотни новых пропущенных ловушек с залежами УВ.
Вуктыльское НГКМ и его периферия Прирост запасов УВ в сотни миллионов тонн возможен не только в слабо изученных объектах и территориях, но и на уже известных крупных месторождениях, каким является Вуктыльское НГКМ [16; 17] в Верхнепечорской впадине Предураль-ского краевого прогиба (рис. 1)
Научно-исследовательские работы геологоразведочной направленности вокруг Вуктыльского НГКМ проводятся со времен его открытия в 1964 г. Накопленные знания исследователей позволяют видеть новые объекты для открытия залежей.
Особыми объектами подготовки и опоискова-ния должны явиться разнотипные рифовые постройки доманиково-турнейского комплекса, которые являются основными объектами прироста запасов в ТПП в последние 50 лет, и особенно в последнее десятилетие в сходных условиях Денисовской впадины. В Верхнепечорской впадине рифовые постройки выявлены, вскрыты глубокими скважинами, охарактеризованы нефтегазопроявле-ниями, опробованиями в процессе бурения, испытаниями в колонне на Козлаюском месторождении, Лебяжской структуре, Ближней структуре, Вук-тыльском месторождении.
Значимые проявления и притоки УВ из вскрытых фрагментов доманиково-турнейских рифов и построек получены в скважинах №№ 210, 212, 216, 40, 44, 38, 51, 41, 59, 58, 42-Вуктыльские(рис. 18). Все скважины пробурены 30-40 лет назад. Сравнительный анализ работ по вызову притоков УВ в скважинах, вскрывших рифы на глубинах от 3,5 до 5,0-6,0 км показывает значительный прогресс в пониманиях процессов в пластах и технологиях их освоения.
Нефтегазопроявления в процессе бурения, результаты опробований и испытаний скважин №№ 210, 208, 215, 212, 216, 40, 44, 38, 51, 41, 59, 52, 58,
пробуренных наавтохтон, показали продуктивность каменноугольных и верхнедевонских отложений. Запасы УВ залежи в терригенных породах визейского яруса оценены и составляют 1,140 млн. т. Стратиграфическое и литолого-фациальное расчленение разреза нижележащих карбонатных отложений позволяет выделить в названных скважинах две барьерные рифовые зоны: условно датируемые среднефаменским и позднефаменско-турнейским возрастами. К ним может быть приурочена нефтяная залежь с ресурсами до 170 млн. т. Пластовая га-зоконденсатная залежь может быть приурочена к карбонатам турнейского яруса и простираться от северной периклинали Вуктыла до широты скважин № 59 на 28,0 км.
Известно, что проявляющие скважины находятся на левобережье р. Печоры на Козланюрском участке (Северо-Вуктыльской структуре). Здесь пробурены скважины №№210, 215, 212, 216, которые законсервированы.
Наибольший интерес представляет скважина № 212-Северо-Вуктыльская, которая пробурена в гребне рифовой постройки и которая в облекании рифа на глубине 4366 м поглощала промывочную жидкость. А
на геологическом профиле (линия VI-У1')поглощение является первоочередным признаком наличия в разрезе интервала наилучших коллекторов карстового или трещинного типа.
Рекомендуется провести исследования по возможности расконсервации скважин №№ 210, 215, 212, 216 для дополнительного испытания в них рифовых и облекающих отложений.
Рифейские рифы На границе Тимано-Печорской и Волго-Ураль-ской провинций важнейшими объектами для опо-искования должны явиться Волго-Тиманский и Восточно-Европейский рифейские барьерные рифы.
По существующим представлениям, разрез верхнего докембрия Тимана сложен сериями преимущественно осадочных образований рифей-вендского возраста, испытавших воздействие метаморфизма: четласской, быстринской, кислоручей-ской, вымской. Признанным реперным уровнем среди преобладающих терригенных образований рифея Среднего Тимана являются карбонатные отложения быстринской серии. Ворыквинская и павь-югская свиты составляют рифовые и зарифовые фации, новобобровская и чиркинская -их депрессион-ные аналоги;рочугская, коренковская свиты,
кислоручейская серия, а также покьюская и лун-вожская свиты вымской серии - толщи заполнения, компенсирующие рельеф барьерных рифов.
По комплексу критериев нами рифовые барьеры синхронных пар свит ворыквинская - павьюг-ская, ышкемесская-ваполская, деминская - низьвен-ская, нижнекалтасинская верхнекалтасинская, -протрассированы из района Цилемского камня через Тиман в Пермское Прикамье, Башкирию и Татарию. Анализ положения барьеров обнаруживает закономерность - рифы располагаются на склонах сводов и выступов кристаллического фундамента: Сысольского, Коми-Пермяцкого, Татарского, Аль-метьевского, Джежимпарминского, Кунгурского, Красноуфимского, - обрамляют впадины: Вычегодскую, Сарапульскую, Абдулинскую, - что является главенствующим поисковым их признаком (рис. 19). Масштабность рифовых сооружений позволяет нам назвать их Волго-Тиманскими краевыми рифами. На Ю. Тимане карбонатные образования рифея подстилаются терригенными джежим-ской и визингской свитами, в Волго-Уральской области - терригенными осадками сарапульской и прикамской свит. Толщами заполнения впоследней являются отложения серафимовской и абдулинской
серий (рис. 20).
Рисунок 19 —Фрагменты Тимано-Кунгурского перикратонного пояса на широте Кельтменского вала и Полюдова камня на геологических профилях по линиям УП-УП', УШ-УШ' (составили Б.П. Богданов, Ю.С. Кузьменко, 2016 г.)
Рисунок 20 -Строение верхнепротерозойских отложений Камско-Бельского прогиба (составили И.К. Чепикова, Б.П. Богданов, 2003)
Континентальный склон Европейской платформы в верхнем докембрии контролировался второй барьерной рифовой рифейской зоной, названной нами Восточно-Европейским барьерным рифом, которая фиксируется образования микусинской, саткинской, малобакальской свит
центральной части Башкирского антиклинория, ам-дерминской, щокурьинской, маньинской свит Пай-Хоя и Приполярного Урала, рифовыми карбонатами Новой Земли, Таймыра, Шпицбергена.
Литолого-формационный анализ строения свит, входящих в состав стратотипических серий
рифея Башкирского антиклинория и востока платформы: бурзянской, юрматинской, каратавской, -показал, что данные серии, вероятно, являются синхронными: карбонатная часть каратавской серии соответствует калтасинской свите и обнаженному по взбросо-надвигам Каратау фрагменту одиночного рифа; разрезы г.г. Сатки, Бакала, Ямантау являются фрагментами Восточно-Европейского барьерного рифа, а юрматинская серия разделяла сближенные краевые и барьерный рифы.
Литолого-фациальная характеристика серий и свит верхнего протерозоя северовосточной части Русского и Печорского геоблоков показывает, что данные блоки вступили в синеклизный этап развития не с венда, как принято считать, а с раннего ри-фея.
На протяжении от Башкирского антиклинория до Таймыра над зоной рифейского барьерного рифа мы можем видеть рифы ордовика, силура, девона, карбона, перми, что указывает на существование гигантского рифового сооружения, обрамлявшего Восточно-Европейский континент в рифее-ранней перми [7; 8] Этот барьерный риф мы предложили назвать Восточно-Европейским барьерным рифом.
Наличие рифейско-раннепермских барьерных рифов на окраине континента, обилие вулканитов и проявлений магматизма рифейско-палеозойского возраста к востоку от рифов в приосевой зоне Урала никак не позволяет считать окраину такого континента пассивной.
Открытые в России и мире в рифах, в том числе рифейско-раннепермского стратиграфического диапазона, месторождения углеводородов свидетельствуют о высоких перспективах Восточно-Европейского барьерного рифа на протяжении 5000 км от Пай-Хоя до Шпицбергена через Новую Землю, Таймыр, Северную Землю, Землю Франца Иосифа при его суммарной высоте в тысячи метров. Перспективен Волго-Тиманский риф на протяжении от Скандинавии до Башкирии.
Коры выветривания рифовых пород часто являются субстратом (или источником) для залежей бокситов, в том числе над рифейскими рифами Ве-жаю-Ворыквинского месторождения Четласского Камня, над верхнедевонскими рифами Южного Ти-мана, Среднего Урала, а потому над Восточно-Европейским барьерным рифом надо находить месторождения бокситов, кроме уже известных.
Уже сегодня на Елмачпарминской структуре Кельтменского вала можно бурить поисковую скважину для оценки нефтегазоносности Волго-Тиман-ского барьерного рифа.
Выводы:
1. После исчезновения масштабных материально-технических вложений в геологоразведочные работы Советского Союза остались недоизу-ченными крупные объекты для прироста запасов углеводородов в большинстве нефтегазоносных областей Тимано-Печорской провинции. Такими объектами являются тектонический узел сочленения Варандей-Чернышевского авлакогена, Вашуткин-ско-Талотинской структурной зоны, гряды Чернышева, Коротаихинской и Косью-Роговской впадин,
гряда Чернышева с Нововоргамусюрским валом, Лемвинский барьерный риф, ловушки под девонскими рифами, рифы перми-карбона Тимано-Пе-чорской и Волго-Уральской провинций, пластовые и рифовые ловушки автохтона Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения, ри-фейский Волго-Уральский барьерный риф.
В соответствии с представлениями академика А.Э. Конторовича, эти объекты могут соответствовать парадигме Губкина -Байбакова -Трофимука и должны опоисковываться в первую очередь.
2. Каждый из объектов и направлений имеет размеры от сотен километров в длину, сотен км2 площади, амплитуду в сотни метров, содержит сотни рифов, обладает ловушками с поровыми, трещинными, каверно-порово-трещинными коллекторами. Все объекты являются источниками генерации УВ или расположены рядом с ними. Ресурсы названных объектов не всегда учтены при государственной оценке ресурсов.
3. Часть объектов находится частично или полностью в нераспределенном фонде недр, часть имеет недропользователей, которых надо принудить к более интенсивным работам для оценки их значимости для государства.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Антонов В.И., Иванов В.В., Гудельман А.А., Уткина О.Л., Казанцева А.Г. Новые сведения о строении поднятия Чернышева по результатам сейсморазведочных работ//Геология и минеральные ресурсы европейского северо-востока России: материалы XIV геол. съезда Респ. Коми.-Сыктывкар: Геопринт, 2004. Т. 2.-С. 7-9.
2. Богданов Б.П., Островский М.И., Ростовщиков В.Б., Сдобников В.Б. Новый перспективный район Лемвинского барьерного рифа//Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений: экспресс информация Отечественный производственный опыт. Москва, 1987. —№ 3. -С. 4-7.
3. Богданов Б.П. Соленосные бассейны Европейской платформы и некоторые особенности тектоники в связи с перспективами нефтегазоносности //Геофизика. - 2004.- № 4. С. 55-59.
4. Богданов Б.П. Панкратова Е.И., Терентьев С.Э., Кузьменко Ю.С. Карбонатные постройки перми-карбона севера Тимано-Печорской провинции и их свойства. Нефтегазовая геология. Теория и практика.- 2014.- Т. 9.- № 3. http :/www. ngtp. ru/rub/11/38_2014.pdf.
5. Богданов Б.П., Ростовщиков В.Б., Недилюк Л.П. Макарова И.А., Сенин С.В. Тектонические и геохимические предпосылки нефтегазоносности гряды Чернышева. Нефтегазовая геология. Теория и практика.- 2016.- Т. 11.- № 2. http :/www. ngtp. ru/rub/4/18_2016.pdf.
6. Богданов Б.П. Вероятность открытий месторождений углеводородов по верхнедевонскими рифами в Тимано-Печорской провинции. Нефтегазовая геология. Теория и практика.-2017.-Т. 12.—№ 3. http:/www.ngtp.ru/rub/4/32_2017.pdf
7. Богданов Б.П. Волго-Тиманский и Восточно-Европейский рифейские барьерные рифы как индикаторы структурно-формационной зональности верхнего докембрия Восточно-Европейской платформы (в связи с перспективами нефтегазонос-ности). Материалы Всероссийской научной конференции с международным участием: Геодинамика, вещество, рудогенез Восточно-Европейской платформы и ее складчатого обрамления. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2017. с. 22-27.
8. Богданов Б.П., Ершова О.В., Недилюк Л.П. Тиманский кряж как фрагмент Тимано-Кунгур-ского позднепротерозойского перикратонного пояса в связи с поисками углеводородов и россыпей. Материалы Всероссийской научной конференции с международным участием: Геодинамика, вещество, рудогенез Восточно-Европейской платформы и ее складчатого обрамления. Сыктывкар: ИГ Коми НЦУрО РАН, 2017. с. 27-32.
9. Гольдберг И.С. Природные битумы СССР (закономерности формирования и размещения) / И.С. Гольдберг. - Л. : Недра, 1981. - 195 с.
10. Грунис Е.Б., Богданов Б.П., Гагарин С.В. Давыденко Б.И. Перспективы нефтегазоносности сложнопостроенных тектонических элементов Ти-мано-Печорской провинции на примере гряды Чер-нышева//Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-2001.-№ 11. С. 28-33.
11. Грунис Е.Б., Ростовщиков В.Б., Богданов Б.П. Соли ордовика и их роль в особенностях строения и нефтегазоносности северо-востока Тимано-Печорской провинции.-2016.Георесурсы, 2016. Т. 18. № 1. С. 14-25.
12. Гудельман А.А., Казанцева А. Г., Уткина О.Л. Перспективы нефтегазоносности надвиговой системы поднятия Чернышева//Перспективы нефтегазоносности Предуральского прогиба: материалы научно-практической конференции.-Екатеринбург, 2004.-С. 195-201.
13. Данилов В.Н., Огданец Л.В., Макарова И.Р., Гудельман А.А., Суханов А.А., Журавлев А.В. Основные результаты изучения органического вещества и УВ-флюидов Адакской площади. Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2011. - Т. 6. -№ 2. - http:/www.ngtp.ru/rub/1/22_2011.pdf
14. Иванов В.В., Торопов В. А., Уткина О.Л., Гудельман А.А. Геологическое строение Лемвин-ского поперечного опускания по результатам гео-
логоразведочных работ ООО "Газпром переработка". Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений-2010. - № 3. с. 10-24.
15. Конторович А.Э., Эдер Л.В., Филимонова И.Ф., Мишенин М.В., Мочалов Р.Ю., Немов С.М., Ажбакова А.Г. Парадигма и стратегические направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации в первые десятилетия XXI века. Сибирское отделение РАН. Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофи-мука. -2015.
16. Панкратова Е.И., Богданов Б.П. Геологические предпосылки выявления пластовых залежей в отложениях нижней перми-карбона автохтона Вук-тыльского нефтегазоконденсатного месторождения. Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2015. - Т. 10. - № 3. -http:/www.ngtp.ru/rub/4/30_2015.pdf.
17. Панкратова Е.И., Юнусова Л.В., Богданов Б.П. Комплексный анализ геолого-геофизических данных и параметров разработки для обоснования системы пластовых залежей в аллохтоне Вуктыль-ского нефтегазоконденсатного месторождения. Георесурсы, 2016. Т. 18. № 2. С. 87-93. Б01: 10.18559^.18.2.2.
18. Прищепа О.М., Богданов Б.П., Недилюк Л.П, Терентьев С.Э.Крупные поисковые объекты нефти и газа Коротаихинской впадины и ее обрамления. Материалы юбилейной научно-практической конференции, посвященной 75-летию Ти-мано-Печорского Научно-исследовательского Центра (сентябрь 2013). - Киров: ООО "Кировская областная типография ", 2013. с. 80-89.
19. Тимонин Н.И. Тектоника гряды Чернышева. -Л.: Наука, 1975. - 130 с.
20. Уткина О.Л., Гудельман А.А., Иванов В.В. Геологическое строение и перспективы нефтегазо-носности центральной части поднятия Чернышева по результатам сейсморазведочных работ//Миро-вые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения ^вКЯ): тезисы докладов I Международной научно-практической конференции (г. Москва, 26-27 ноября 2007 г.).- М.: ВНИИГАЗ, 2007. с. 90- 92.
21. Чернов Г.А. Палеозой Большеземельской тундры и перспективы его нефтегазоносности. М.: Наука, 1972, 316 с.
УДК 502.5.+614.7:049.3
RISK ASSESSMENT FOR POPULATION HEALTH FROM THE INFLUENCE OF EMISSIONS OF POLLUTANTS OF CONFECTIONERY FACTORY
Rybalova O.
PhD, associate professor of National University of Civil Defense of Ukraine, Kharkiv
Gakhov V.
Master of environmental safety of National University of Civil Defense of Ukraine, Kharkiv
