CC BY
50
УДК 553.98
Прогноз зон нефтегазонакопления в зоне сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины
К.О. Соборнов1*, В.Ф. Колесник2, В.А. Жемчугова3, Н.И. Никонов4
1 ООО «Северо-Уральская нефтегазовая компания», Российская Федерация, 169313, Республика Коми, г. Ухта, пр-т А.И. Зерюнова, д. 6
2 ООО «ГПБ Ресурс», Российская Федерация, 117418, г. Москва, Новочерёмушкинская ул., д. 63
3 МГУ им. М.В. Ломоносова, геологический факультет, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинские горы, д. 1
4 ООО «Тимано-Печорский научно-исследовательский центр», Российская Федерация, 169310, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 45
* E-mail: [email protected]
Тезисы. Открытие Нерцетинского нефтяного месторождения, ставшее крупнейшим в России Ключевые слова:
в 2016 г., резко повысило интерес к зоне сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впади- нефть,
ны. Оно является примером обнаружения ранее пропущенных залежей, что свидетельствует о важ- газ,
ности ревизии накопленных данных на основе современных геологических представлений. поиски,
Ревизия данных о зоне сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины позволила Косью-Роговская
определить основные причины неудач поисков в прошлом. Многие из них обусловлены упрощенным впадина,
пониманием процессов формирования зон нефтегазонакопления. Важным итогом выполненных ис- гряда Чернышева,
следований является выявление двух возрастных генераций ловушек. Ранняя, арт-позднепермская, поднадвиговые
генерация была синхронна основной фазе миграции, что оказалось благоприятным для накопления ловушки,
углеводородов. Другая, позднетриасовая, является постмиграционной. Ловушки поздней генерации пропущенные
часто не содержат залежей, либо залежи малы. Кроме этого, часть ловушек затронута молодыми залежи,
разломами, что вело либо к разрушению, либо к переформированию ранее образованных залежей. карбонатная
Критически важно также выявление зон развития резервуаров в неоднородных карбонатных платформа. комплексах. Для выявления карбонатных резервуаров необходимо применять современные поисковые технологии и геологические концепции. Благоприятное сочетание факторов нефтегазоносности прогнозируется в юго-западной части зоны сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины, включая западную часть Кочмесского поднятия.
Гряда Чернышева и Косью-Роговская впадина расположены в предуральской части Тимано-Печорского бассейна (рис. 1). Толщина осадочного чехла в этом районе достигает 12 км и более. Здесь широко распространены структурные и литологиче-ские ловушки, присутствуют высокопроизводительные нефтегазоматеринские породы [1 и др.]. С 1970-х гг. в этом районе выполнен значительный объем поисковых работ на нефть и газ. Их результативность до недавнего времени была низка. Однако ревизия накопленных геолого-геофизических данных позволила определить геологические факторы, снижавшие эффективность работ в прошлом, уточнить критерии перспективности и прогнозировать размещение зон нефтегазонакопления.
История поисково-разведочных работ
Исследованием зоны сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины занимались многие ученые, особенно следует отметить вклад Н.И. Тимонина, В.В. Юдина, В.Н. Данилова, Н.И. Никонова и др. [1-4 и др.]. В начальный период, в семидесятые-девяностые годы прошлого века, геологоразведка нефти и газа велась на структурах, подготовленных главным образом по данным низкоинформативной сейсморазведки. Они позволяли картировать структурный план осадочного чехла, но не давали ясного представления о фациальном составе перспективных комплексов и строении прилегающих районов гряды Чернышева. В результате поискового бурения доказано наличие основных элементов нефтегазоносных систем, получены многочисленные признаки нефтегазоносности. Однако открыты были лишь два мелких месторождения - Падимейское и Кочмесское.
50° в.д.
55° в.д.
60° в.д.
65° в.д.
Э
о
о
О
3
о
о
ю со
Э
о
о
О
65° в.д.
Месторождения: | нефти
(1 - Падимейское, 2 - Нерцетинское, З-Кочмесское) I газа
геологическии разрез
— - район о ■ _90 исследования
50° в.д.
55° в.д.
60° в.д.
Рис. 1. Структура поверхности каменноугольно-нижнепермских карбонатов северной и центральной части Тимано-Печорского бассейна на основе геологической карты
В дальнейшем благодаря значительному повышению информативности сейсморазведки геологическую модель района была существенно уточнена. Так, было установлено, что на значительном протяжении рассматриваемой зоны чехол Косью-Роговской впадины прослеживается на 10 и более километров к северо-западу, где он перекрыт аллохтонными
пластинами гряды Чернышева (рис. 2). В под-надвиговой зоне выявлены крупные поднятия, наличие которых обусловлено сочетанием общего регионального подъема осадочного чехла Предуральского прогиба к северо-западу и локальными структурными ундуляциями. Для опоискования поднадвиговой структуры в 1998-2000 гг. пробурена скв. 1-Воргамусюр.
Гряда Чернышева
. скв. 1-Воргамусюр
Косью-Роговская впадина
Ю-В
геологические границы согласного залегания стратиграфические несогласия линии тектонических нарушений органогенные постройки, прогнозируемые по данным сейсморазведки
ЕИ13 ангидриты га известняки кремнистые известковистость
га аргиллиты га известняки обломочные - битуминозность
Ш алевролиты га доломиты — углистость
га песчаники га доломиты с включениями ангидрита Ш прослои известняков
га песчаники глинистые га мергели з: прослои песчаников
га известняки га известняки глинистые
Рис. 2. Геологический разрез зоны сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины:
положение разреза см. на рис. 1
В ходе бурения произошел аварийный выброс нефти с глубины 3136 м, который привел к пожару и ликвидации скважины. Визуально дебит нефти оценен в 300.. .500 т/сут [2].
Помимо нефтепроявления эта скважина показала, что в основании надвигового комплекса залегают толщи верхнеордовикских солей. Их присутствие обеспечивало высокую вероятность сохранности поднадвиго-вых скоплений нефти и газа. Полученные данные позволили рассматривать эти зоны восточной части гряды Чернышева в качестве одного из наиболее перспективных направлений поисков нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне. Последовавшее вслед за этим интенсивное изучение района, включавшее глубокое бурение на Воргамусюрской, Адакской и Харутамыльской площадях в 2003-2010 гг.,
сопровождалось нефтегазопроявлениями, однако не привело к промышленным открытиям.
Неудачи поисковых работ породили пессимизм в отношении нефтегазоносного потенциала зоны сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины. Сложилось представление, что этот разрез содержит мало качественных коллекторов, а тектоническая на-рушенность делает его зоной преимущественного рассеивания углеводородов (УВ). Однако открытие в этом районе Нерцетинского месторождения, ставшего крупнейшим новым нефтяным месторождением в России в 2016 г., показало, что пессимизм в отношении нефтегазоносного потенциала указанного региона неоправдан [5].
Особое значение открытия Нерцетинского месторождения заключается в том, что оно
было сделано на площади, ранее выведенной из бурения с отрицательными результатами. Иными словами, в его пределах открыты ранее пропущенные залежи, заключенные в каменноугольных карбонатных отложениях. Пропуск этих залежей был обусловлен высокой фаци-альной неоднородностью и изменчивостью коллекторских свойств карбонатных резервуаров. Известно, что поиски нефти и газа в таких отложениях сопряжены с большими техническими трудностями. Примечательно, что при испытании значительной части ранее пробуренных скважин были получены неоднозначные результаты. Во многих случаях бурение велось с использованием тяжелого бурового раствора, что повреждало призабойную зону и затрудняло вызов притока пластового флюида. Кроме того, в старых скважинах одновременно испытывались интервалы разреза в несколько сотен метров, содержавшие как водо-, так и нефтенасыщенные пласты. Различие в фазовой проницаемости резко снижало возможность получения притоков нефти и вело к пропуску залежей.
В этой связи отметим мировой опыт, показывающий, что в складчато-надвиговых зонах, сложенных карбонатными отложениями, крупные открытия часто делаются спустя десятилетия после начала поисковых работ [6, 7]. Успехи, как правило, достигаются за счет более точного определения положения продуктивных пластов, а также их качественного вскрытия и испытания. Это означает, что интерпретация накопленных данных, основанная на современных представлениях, и новые технологии геологоразведочных работ позволяют рассчитывать на новые крупные открытия в рассматриваемом районе.
При инвентаризации фонда перспективных объектов особую актуальность приобретает выработка современных критериев контроля размещения зон нефтегазонакопления. Важен также широкий региональный подход к пониманию процесса развития нефтегазовых систем. Дело в том, что исследования площадей в рамках границ лицензионных участков не позволяли получить целостной геологической модели зон нефтегазонакопления. Это затрудняло определение критических рисков поисковых работ и вело к неудовлетворительным результатам [1, 8 и др.].
Критерии контроля размещения зон нефтегазонакопления
Современные представления о строении и неф-тегазоносности складчато-надвиговых зон сводятся к тому, что их продуктивность определяет сочетание целого ряда условий. Часть из них, а именно наличие нефтегазоматерин-ских пород, их продуктивность и зрелость, присутствие ловушек и путей миграции, имеет общий характер. Существование этих элементов функционирования нефтегазовых систем в рассматриваемом районе не вызывает сомнений. Об этом свидетельствуют сделанные открытия, а также результаты лабораторных исследований, показывающие наличие зрелых высокопродуктивных нефтегазоматеринских отложений [1, 9 и др.].
В этих обстоятельствах на первое место выступают специфические факторы, которые присущи формированию нефтегазовых систем в складчато-надвиговых условиях с преимущественным развитием карбонатных нефтегазоносных комплексов. К ним относятся:
1) временные соотношения этапов формирования ловушек и миграционных потоков УВ;
2) сохранность ловушек; 3) наличие в изменчивых карбонатных толщах высокоемких резервуаров, приуроченных к зонам развития рифов, пластам их облекания, зонам доломитизации и карстования.
Благоприятное соотношение этапов формирования / расформирования ловушек и миграционных потоков УВ, вероятно, является одним из наиболее важных условий нефтегазоносности. Максимальное погружение Предуральского краевого прогиба и основная фаза генерации УВ в Косью-Роговской впадине имели место в поздней перми. Наряду с геохимическими исследованиями этот вывод подтверждается палеомагнитными данными. На Урале этому времени отвечает время резкого изменения намагниченности пород [10 и др.] и увеличения теплового потока, связанного с континентальной коллизией и массовым гра-нитоидным магматизмом. Именно в этот момент основные нефтегазоматеринские породы достигают пика генерации нефти и газа.
Массовая миграция происходила преимущественно в северо-западном направлении по восстанию осадочного чехла (см. рис. 2). Ловушками для нефти и газа могли служить антиклинальные складки и иные типы ловушек, образованные либо ранее, либо одновременно
с генерацией УВ. Как показывает структурный анализ, этому условию отвечают далеко не все существующие перспективные структуры. Дело в том, что многие из них были сформированы после прохождения миграционного потока. Это связано с тем, что в формировании складчатых структур рассматриваемого района выделяются две основные генерации деформаций: артинско-позднепермская и триасовая. Соответственно, только первая из них была способна сформировать ловушки, которые располагались на путях миграции до главной фазы нефтегазообразования или синхронно ей.
Первая генерация деформаций отвечает этапу финальной стадии закрытия Уральского океана. С ней связаны многочисленные складчато-надвиговые структуры уральской ориентации. Общее сжатие сопровождалось значительными преимущественно левосторонними сдвиговыми деформациями, что подтверждается па-леомагнитными данными. Сочетание сжатия и сдвига (транспрессия) объясняет своеобразную сегментированность гряды Чернышева. Сегментированность выражается в последовательном чередовании структурных зон с превалирующими западной и восточной («антиуральской») вергентностями. Возраст завершения основного этапа формирования гряды Чернышева фиксируется крупным угловым несогласием в основании триасовых отложений. Он также проявляется в глубоких эрозионных врезах и зонах оползания в каменноугольных и нижнепермских отложениях, отмеченных по данным сейсморазведки на восточном борту гряды Чернышева.
Таким образом, ловушки, сформированные в конце апта - поздней перми, были способны аккумулировать крупные объемы УВ. Нефть и газ могли накапливаться в тупиковых ловушках, образованных в зонах развития надвигов восточной «антиуральской» ориентации. Раннее поступление УВ в эти ловушки, вероятно, способствовало консервации порового пространства карбонатных коллекторов, препятствуя его цементации. Это делает сохранившиеся ловушки такого типа наиболее перспективными.
Сохранность ловушек. Тектонические движения, происходившие после основной фазы генерации УВ, в большинстве случаев приводили к переформированию залежей и их рассеиванию. После уральской коллизионной складчатости новая существенная перестройка структурного плана имела место в триасе.
Она сопровождалась общей компрессионной деформацией структур Предуралья, однако по-настоящему радикальное значение имела на северо-востоке Тимано-Печорского бассейна, где происходило формирование складчатого пояса Пай-Хоя [11, 12 и др.]. Фронт таких деформаций был ориентирован почти ортогонально структурам Полярного Урала и передового прогиба (см. рис. 1). Позднетриасовый возраст этих деформаций фиксируется региональным предъюрским несогласием.
Пайхойская складчатость сопровождалась резким погружением Коротаихинской впадины, где происходило накопление мощных толщ триасовых отложений. В то же время северные части Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева испытали сжатие и дифференцированное поднятие. Крупнейшей из новообразованных структур, наложенных на гряду Чернышева, является гряда Чернова. К югу от гряды Чернова новообразованные деформации переформировали структурный план гряды Чернышева. Один из крупных надвигов этой генерации вывел на поверхность силурийско-нижнепермские комплексы, которые были вскрыты севернее в поднадвиговой зоне на площадях Воргамусюр и Адак.
Неблагоприятные условия сохранности скоплений УВ в поднадвиговой зоне можно видеть на рис. 3. Разрез по линии А-А' демонстрирует надвиговое сочленение Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева по Тальбейскому надвигу. Этот разлом вскрыт скв. 2-Адак. Здесь поднадвиговый разрез представляется перспективным за счет поднятия к северо-западу и перекрытия соляной покрышкой. Причину отсутствия залежей в поднадвиговом разрезе показывает композитный разрез по линии Б-Б', который пересекает разрез А-А'. На нем видно, что силурийско-пермские поднадвиговые отложения воздымаются в юго-западном направлении, выходя на поверхность. Это происходит за счет перемещения по нижнему Воргамусюрскому надвигу, который относится к поздней генерации деформаций. Он ориентирован под углом в ранее образованной надвиго-вой структуре. Относительная молодость этого разлома подтверждается тем, что в его фронтальной части разорваны триасовые отложения (см. рис. 3). Перемещение по этому надвигу привело к расформированию или уменьшению объема ловушек в поднадвиге Тальбейской пластины. Раскрытость поднадвигового разреза
60° в.д
Эрозионный врез Д'
Месторождения: Надвиги: | нефти Воргамусюрский
Тальбейский
А1 сейсмический разрез X точка пересечения профилей
Рис. 3. Надвиговое сочленение Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева: а - обзорная карта с указанием положения профилей; б - интерпретированный сейсмический разрез по линии А—А'; в - интерпретированный сейсмический разрез по линии Б-Б'
объясняет аномально низкие пластовые температуры и пониженную минерализацию пластовых вод в скважинах, пробуренных на площадях Адак и Воргамусюр.
Сохранность залежей нефти и газа в северной части гряды Чернышева вероятна в зонах, минимально затронутых пайхойскими деформациями, а также в тектонически и стратиграфически ограниченных ловушках.
В удаленной южной части зоны сочленения Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева влияние позднетриасовых деформаций проявлено значительно меньше. Анализ сейсмических данных показывает, что в триасовое время в этой зоне произошла лишь реактивация основных структур без существенной перестройки структурного плана. Это дает основание рассчитывать на сохранность основной части ловушек ранней (уральской) генерации.
Анализ геолого-геофизических данных показывает, что специфическим риском сохранности ловушек здесь является также надежность покрышек, связанная с мобильностью верхнеордовикских солей. С формированием крупных соляных подушек связаны Нерцетинский
и Кочмесский купола. Их уральская ориентация, вероятно, контролируется глубинной ран-непалеозойской структурой, в том числе первичным распределением солей позднего ордовика. Конформность залегания надсолевых отложений, включая отложения поздней перми, свидетельствует о постседиментационном возрасте образования этих структур. Вероятно, их рост был активирован триасовыми (пайхой-скими) деформациями.
Влияние мобильности солей на качество покрышек вышележащих нефтегазоносных комплексов установлено во многих районах мира [13 и др.]. Как правило, в зонах формирования высокоамплитудных соляных куполов вышележащие отложения деформируются с образованием радиальных систем разломов. В результате происходит переформирование залежей нефти и газа в своде подобных структур за счет миграции УВ вверх по разрезу. Интерпретация сейсмических 3Б-данных в пределах поднятия Кочмес показывает наличие в его своде такой системы разломов (рис. 4). Флюидопроводящая роль этих разломов объясняет отсутствие в своде поднятия промышленных залежей
Ю-3 р. Уса С-В
Рис. 4. Строение Кочмесского поднятия, по данным сейсмической ЭБ-съемки: показана временная
поверхность подошвы визейских отложений; выделена радиальная система разломов над соляной подушкой в верхнеордовикских отложениях; отмечено положение рифов в нижнепермских отложениях
в регионально нефтегазоносных силурийско-среднекаменноугольных отложениях. Залежи нефти выявлены только в верхнекаменноугольных и нижнепермских отложениях, куда они, вероятно, мигрировали из нижележащих горизонтов. Кроме этого, распределение залежей в разрезе могло в определенной степени зависеть от экранирующих свойств покрышек. Это, в частности, относится к низким экранирующим свойствам тимано-саргаевской покрышки на Кочмесской складке.
Возможное наличие разломов подобного типа в пределах крупного Нерцетинского купола, а также отсутствие надежных покрышек в турнейских отложениях объясняют обводнен-
ность в его пределах верхнедевонских рифо-генных отложений [5].
Карбонатные резервуары. Сложности прогнозирования и выделения коллекторов в карбонатных комплексах стали одной из причин неудачи поисковых работ в прошлом. В частности, именно по этой причине были пропущены залежи нефти на Нерцетинском месторождении. Есть все основания полагать, что это далеко не единичный случай. Новые сейсмические данные позволяют существенно увеличить достоверность прогнозирования.
Анализ данных по строению карбонатных резервуаров показывает наличие крупных рифовых построек в разрезе верхнедевон-
Гряда Чернышева Поварницкое Косью-Роговская впадина
а
60° в.д.
60° в.д. б
Месторождения: ж риф
■ нефти А , ,
■— А сеисмическии профиль
| газа
Рис. 5. Строение зоны сочленения Косью-Роговской впадины и гряды Чернышева: а - интерпретированный композитный сейсмический разрез по линии А—А'; б - обзорная карта с положением разреза и фрагментом этого разреза, выравненного по подошве кунгурских отложений. Выделено положение карбонатных платформ и рифов в верхнедевонско-турнейских и верхнекаменноугольно-нижнепермских отложениях
ских отложений. Они протягиваются субпараллельно тренду гряды Чернышева и описаны в ряде обнажений. Кроме этого, верхнедевонские рифовые постройки установлены бурением на Воргамусюрской (см. рис. 2), Бер-гантымылькской и Нерцетинской площадях. Сейсмические данные позволяют предполагать наличие крупного атолловидного рифогенного массива в верхнедевонских отложениях в районе Поварницкого поднятия, где этот массив частично перекрыт аллохтонными пластинами гряды Чернышева. По данным Тимано-Печорского научно-исследовательского центра, возраст массива предположительно определяется как доманиково-усть-печорский.
Интерпретация данных сейсморазведки позволяет также наметить крупную поздне-каменноугольно(?)-нижнепермскую карбонатную платформу в юго-западной части Косью-Роговской впадины (рис. 5, 6). Наиболее наглядно наличие этой карбонатной платформы проявляется в пределах Кочмесского купола и прилегающей части Поварницкого поднятия (см. рис. 5).
Судя по сейсмическим данным, свод Кочмесского купола расположен в зоне перехода от карбонатной платформы к шельфовой впадине, выполненной преимущественно де-прессионными отложениями сезымской свиты. В его пределах выделено несколько нижнепермских рифов, которые трассируют бортовую зону мелководного шельфа. В области развития мелководных известняков карбонатной платформы выделяются высокоамплитудные аномалии сейсмической записи, которые интерпретируются как проявления карстования и доломитизации известняков. На это, в частности, указывает их приуроченность к разломам в подстилающих отложениях. Данные сейсморазведки позволяют наметить систему погребенных эрозионных врезов и зон вероятного гравитационного оползания на окраине карбонатной платформы и ее склоне.
Перспективные направления поисково-разведочных работ
Региональное обобщение накопленных данных позволяет объяснить причины неудач работ прошлых лет и уточнить приоритеты дальнейших поисков. В северной части зоны сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины неудачи были обусловлены либо молодым постмиграционным возрастом ловушек,
либо их расформированием за счет молодых тектонических движений. В пределах поднятий, в ядре которых выявлены соляные подушки, отсутствие залежей нефти и газа в нижних горизонтах разреза связано с проницаемостью чехла по разломам, возникшим за счет роста соляных подушек в основании поднятия. Кроме этого, низкая эффективность работ была обусловлена сложностью прогноза коллекторов и покрышек в неоднородных карбонатных резервуарах, а также низким качеством испытаний перспективных интервалов.
На основе проведенных исследований представляется, что высокими перспективами обладает южная часть поднадвигового структурного тренда, не разрушенная постмиграционными деформациями. Также прогнозируется продуктивность бортовых зон Кочмесского поднятия. В схематическом виде размещение основных зон нефтегазонакопления показано на рис. 7.
В зоне поднадвигового тренда особый интерес представляет его вершинная часть -Поварницкое поднятие, которое является многоярусной тупиковой зоной нефтегазонако-пления (см. рис. 5). В этом районе минимально влияние молодых пайхойских движений, которые расформировали ловушки на севере этого тренда. Сейсмические данные указывают на распространение рифовых комплексов в верхнем девоне и нижней перми, зон кар-стования и доломитизации. Пробуренные ранее скважины расположены существенно ниже свода поднятия, которое частично перекрыто надвиговыми пластинами гряды Чернышева. Данные каротажа и керн показывают вероятное наличие нескольких пропущенных нефтенасы-щенных интервалов. В скв. 21-Поварницкой получен приток легкой нефти из фаменских отложений [1, 9]. Принадлежность значительной части ловушек этой зоны к ранней фазе деформаций, вероятно, привела к их раннему заполнению УВ, что могло способствовать сохранности первичной пористости коллекторов. Значительный поисковый интерес представляют силурийско-нижнедевонские отложения, выходящие под тиманский размыв. Их структурные позиции во многом сходны с положением месторождений Титова и Требса, где установлено широкое распространение карста.
Вероятно, значительным нефтегазоносным потенциалом обладает район Кочмесской складки. Дело в том, что проведенные на этом
шельфовая впадина одиночный риф
А' сейсмический профиль (см. рис. 5)
Рис. 6. Схема седиментационных обстановок ассель-сакмарского времени в юго-западной части Косью-Роговской впадины:
местоположение района картирования см. на карте-врезке; сейсмический разрез см. на рис. 5
поднятии поисковые работы были сконцентрированы на своде поднятия, что привело к открытию только мелких залежей в отложениях верхнего карбона и нижней перми. Эти работы проводились до получения результатов интерпретации 3Б-сейсморазведки. Анализ трехмерных данных показал, что свод поднятия разбит системой разломов. Это, вероятно, привело к расформированию залежей в силуре-карбоне (см. рис. 4). Опыт изучения месторождений в зонах соляной тектоники показывает, что основной поисковый интерес в пределах подобных структур представляют склоны поднятия [13 и др.]. Особенно интересен западный склон Кочмесской складки, которому отвечает борт верхнекаменноугольно(?)-нижнепермской карбонатной платформы. Здесь прогнозируется зона нефте-газонакопления, связанная с рифовыми структурами, пластами их облекания. Сейсмические данные свидетельствуют о высокой вероятности карстования карбонатов, за счет чего здесь могут присутствовать высокоемкие резервуары.
Вероятно, правомерно также предполагать наличие перспективной зоны газонакопления в подсолевых и межсолевых ордовикских отложениях. Крупный приток газа (до 1 млн м3/сут) из подсолевых карбонатных, возможно, органогенных отложений был получен в скв. 3-Кочмес [1, 2]. Однако большая глубина залегания и слабая изученность этих отложений не позволяют рассматривать их в современных условиях в качестве первоочередного направления поисков.
Таким образом, несмотря на длительную историю поисково-разведочных работ в зоне сочленения гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины, новые геологические представления и использование современных технологий дают основания прогнозировать высокую вероятность крупных открытий в этой части Тимано-Печорского бассейна.
о
и
о и
о -
0 еь
1
2 j о
£
«
й Щ
&
о
5
ч
№
6
--
щ
ч т о о
f-
т
и «
« -
t-
■&
Щ
<и
Ч «
« &
« § Щ
и о
H =
и я s
£
с и Р
Список литературы
1. Данилов В.Н. Гряда Чернышева: геологическое строение и нефтегазоносность / В.Н. Данилов. - СПб.: Реноме, 2017. - 288 с.
2. Никонов Н.И. Складчато-надвиговые зоны нефтегазонакопления Тимано-Печорской провинции и проблемы их освоения /
Н.И. Никонов // Недропользование XXI век. -2013. - № 4. - С. 46-51.
3. Тимонин Н.И. Тектоника гряды Чернышева (Северное Приуралье) / Н.И. Тимонин. -Л.: Наука, 1975. - 130 с.
4. Юдин В.В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя / В.В. Юдин. - Екатеринбург: Наука, 1994. -286 с.
5. Лазеев А.Н. Геолого-разведочные работы ПАО «НК «Роснефть». Результаты, достижения, планы / А.Н. Лазеев, А.В. Гайдук, Э.Н. Гнутова и др. // Геология нефти и газа. -2016. - № 5. - С. 75-84.
6. Соборнов К.О. Перспективные направления поисков нефти и газа в России в контексте мировых трендов в геологоразведке /
К. О. Соборнов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - Т. 11. - № 1. -http://www.ngtp.ru/rub/6/4_2016.pdf
7. Biteau J. Recent emerging paradigms
in hydrocarbon exploration / J. Biteau, M. Blaizot, D. Janodet, Ph. de Clarens // First Break. - 2014. -Т. 32. - С. 49-58.
8. Соборнов К.О. Строение и перспективы нефтегазоносности гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) / К.О. Соборнов, В.Н. Данилов// Геология нефти и газа. - 2014. -№ 5. - С. 11-18.
9. Утопленников В.К. Особенности тектоники и перспектив нефтегазоносности гряды Чернышева и прилегающих территорий / В.К. Утопленников, Н.И. Никонов // Матер. II Международн. конференции «Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция. Проблемы освоения». - М., 2012. - С. 34-39.
10. Сальная Н.В. Палеомагнитные исследования палеозойских отложений Приполярного Урала, река Пага / Н.В. Сальная, В.В. Попов, В.П. Родионов и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2014. - № 9 (4). -http://www.ngtp.ru/rub/2/43_2014.pdf
11. Ио сифиади А. Г. К истории развития надвиговых структур Пай-Хоя и Полярного Урала: палеомагнитные данные
по раннепермским и раннетриасовым отложениям / А.Г. Иосифиади, А.Н. Храмов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2010. - Т. 5. - № 2. - http://www.ngtp.ru/ rub/4/21_2010.pdf
12. Соборнов К.О. Структура, формирование и нефтегазоносный потенциал Пай-Хой -Новоземельского складчато-надвигового пояса / К. О. Соборнов // Геология нефти и газа. - 2014. - № 2. - С. 64-71.
13. Jackson M.P.A. Salt tectonics: principles and practice / M.P.A. Jackson, M.R. Hudec. -Cambridge University Press, 2017. - 498 p.
Prediction of petroleum plays in the juncture zone of Kosyu-Rogov foredeep and Chernyshev swell
K.O. Sobornov1*, V.F. Kolesnik2, V.A. Zhemchugova3, N.I. Nikonov4
1 "Severo-Uralskaya neftegazovaya kompaniya" LLC, Bld. 6, prospect A.I. Zeryunova, Ukhta, Komy Republic, 169313, Russian Federation
2 GPB Resurs LLC, Bld. 63, Novocheremushkinskaya street, Moscow, 117418, Russian Federation
3 Lomonosov Moscow State University, Geological department, Bld. 1, Leninskiye gory, Moscow, 119991, Russian Federation
4 Timan-Pechora Research Center LLC, Bld. 45, Pervomaiskaya street, Ukhta, Komy Republic, 169310, Russian Federation
* E-mail: [email protected]
Abstract. The discovery of Nertseta field, the largest oil find in Russia in 2016, has revitalized interest in petroleum potential of the outer zone of Kosyu-Rogov foredeep and the adjacent part of the Chernyshev swell. This field includes oil pools bypassed in the past, which substantiate the reinterpretation of the legacy data with use of new geological concepts. This work showed that the critical factors permitting prediction of oil and gas field distribution are: (1) favorable spatial-temporal relationship between trapping formation and hydrocarbon generation and expulsion; (2) trap integrity, and (3) identification ofthe porous reservoir facies in the highly heterogeneous carbonate
sequences. Favorable combination of these factors are interpreted to be present in the southeastern part of Kosyu-
Rogov foredeep and the adjacent part of the Chernyshev swell, as well as in the western flank of the Kochmes dome.
Key words: Kosyu-Rogov foredeep, Chernyshev swell, petroleum exploration, subthrust trap, bypassed pool,
carbonate platform, oil, gas.
References
1. DANILOV, V.N. The Chernyshev ridge: Geological structure and petroleum potential [Gryada Chernysheva: geologicheskoye stroyeniye i neftegazonosnost]. St.-Petersburg: Renome, 2015. (Russ.).
2. NIKONOV, N.I. Petroleum plays in fold and thrust zones of the Timan Pechora province and problems of their development [Skladchato-nadvigovye zony neftegazonakopleniya Timano-Pechorskoy provintsii i problem ikh osvoyeniya]. NedropolzovaniyeXXI vek, 2013, no 4, pp. 46-51. ISSN 1998-4685. (Russ.).
3. TIMONIN, N.I. Tectonics of the Chernyshev swell (the Northern Cis-Urals) [Tektonika gryady Chernysheva (Severnoye Preduralye]. Leningrad, Nauka, 1975. (Russ.).
4. YUDIN, V.V. Orogenesis at North ofUrals and Pay-Khoy [Orogenez severa Urala i Pay-Khoya]. Yekaterinburg, UIF Nauka, 1994. (Russ.).
5. LAZEYEV, A.N., A.V. GAYDUK, E.N. GNUTOVA et al. NK Rosneft petroleum exploration. Results, achievements, plans [Geologo-razvedochnyye raboty PAO "NK "Rosneft". Rezultaty, dostizheniya, plany.). Geologiya nefti i gaza. 2016, no. № 5, pp. 75-84. ISSN 0016-7894. (Russ.).
6. SOBORNOV, K.O. Prospective directions of petroleum exploration in Russia in context of the World's trends [Perspektivnyye napravleniya poiskov nefti i gaza v Rossii v kontekste mirovykh trendov]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika [online]. 2016, vol. 11, no. 1. ISSN 2070-5379. (Russ.). Available from: http:// www.ngtp.ru/rub/6/4_2016.pdf
7. BITEAU, J., M. BLAIZOT, D. JANODET et al. Recent emerging paradigms in hydrocarbon exploration. First Break, 2014, vol. 32, pp. 49-58. ISSN 0263-5046.
8. SOBORNOV, K.O. and V.N. DANILOV. Structure and outlooks for oil-gas presence at Chernyshev Ridge (Timan-Pechora basin) [Stroyeniye i perspektivy neftegazonosnosti gryady Chernysheva (Timano-Pechorskiy basseyn)].Geologiya nefti i gaza. 2014, no. 5, pp. 11-18. ISSN 0016-7894. (Russ.).
9. UTOPLENNIKOV, V.K., N.I. NIKONOV. Peculiarities of tectonics and petroleum habitat of Chernyshev swell and adjacent areas [Osobennosti tektoniki i perspectiv neftegazonosnosty gryady Chernysheva i prilegayushchikh territoriy]. In: Proc. of the II international conference: Timan Pechora province. Problems of development. Moscow, 2012, p. 34-39. (Russ.).
10. SALNAYA, N.V., V.V. POPOV, V.P. RODIONOV et al. Paleomagnetic study of Paleozoic deposits at Subpolar Urals, the Paga river [Paleomagnitnyye issledovaniya paleozoyskikh otlozheniy Pripolyarnogo Urala, reka Paga). Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [online]. 2014, vol. 9, no. 4. ISSN 2070-5379. (Russ.). Available from: http://www.ngtp.ru/rub/2/43_2014.pdf
11. IOSIFIADI, A.G. and A.N. KHRAMOV. To the history of thrust structures of the Pay-Khoy and Polar Urals: paleomagnetic data for early-Permian and early-Triassic sediments [K istorii razvitiya nadvigovykh struktur Pay-Khoya i Polyarnogo Urala: paleomagnitnyye dannyye po rannepermskim i rannetriasovym otlozheniyam]. Neftegazovaya geologiya. Teoriya ipraktika [online]. 2010, vol. 5, no. 2. ISSN 2070-5379. (Russ.). Available from: http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2010.pdf
12. SOBORNOV, K.O. Structure, forming and oil-gas potential of Pay-Khoy-Novaya Zemlya fold-and-thrust belt [Struktura, formirovaniye i neftegazonosnyy potentsial Pay-Khoy-Novozemelskogo skladchato-nadvigovogo poyasa]. Geologiya nefti i gaza. 2014, no. № 2, pp. 64-71. ISSN 0016-7894. (Russ.).
13. JACKSON, M.P.A., M.R. HUDEC. Salt tectonics: principles and practice. Cambridge University Press, 2017.
