Лукова С.А.
ФГУП «Всероссийский
научно-исследовательский геологический
нефтяной институт» (ФГУП
«ВНИГНИ»), Россия
Зоны нефтегазонакопления и
приоритетные направления геологоразведочных работ на углеводородное сырье в поддоманиковых
отложениях
Печоро-Колвинского авлакогена
Печоро-Колвинский авлакоген выделяется в составе
Тимано-Печорской плиты, в пределах которой располагается одноименная
нефтегазоносная провинция [4]. На протяжении многих лет добыча углеводородного
сырья в провинции в результате открытия новых месторождений не компенсируется
приростом разведанных запасов нефти и газа.
Одним из объектов эффективного прироста
разведанных запасов углеводородов (УВ) являются недостаточно изученные
геологоразведочными работами (ГРР) поддоманиковые отложения Печоро-Колвинского
авлакогена, начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти и газа, которых разведаны
всего лишь на треть. По поддоманиковым нефтегазоносным комплексам (НГК)
изучаемого региона, где сосредоточено до 60 % неразведанных ресурсов УВ, могут
быть подготовлены новые направления ГРР на УВ-сырье путем прогнозирования
перспективных зон нефтегазонакопления (ЗНГН).
Процесс формирования ЗНГН в поддоманиковых НГК
Печоро-Колвинского авлакогена протекал в течение трех циклов тектогенеза и
соответствующих им этапов (табл. 1).
В каледонский цикл тектогенеза при режиме
континентального рифтогенеза заложились структурные предпосылки для
формирования ЗНГН. Проявились правосторонние сдвиговые деформации субширотного
простирания, разделившие геологическое пространство на шесть сегментов, и
образовались приуроченные к ним сбросовые локальные формы [1].
В раннегерцинский этап тектогенеза при режиме
погружения формируется Печоро-Кожвинский грабеновый прогиб.
Нефтегазоматеринские
толщи
(НГМТ) среднеордовикско-нижнедевонского НГК находились в главной зоне
нефтеобразования (ГЗН), в Колвинском прогибе - вошли в главную зону
газообразования (ГЗГ). НГМТ среднедевонско-франского НГК в
Ярейюско-Харьягинской впадине и в пределах Печоро-Кожвинского прогиба пересекли
верхнюю границу ГЗН [2].
К концу среднегерцинского этапа тектогенеза при
инверсионном режиме вдоль разломов сформировались Печоро-Кожвинский и
Колвинский мегавалы. В течение артинского века между палеоподнятием
Печоро-Кожвинского мегавала и Хорейверским сводом наметился Денисовский прогиб.
НГМТ среднего ордовика-нижнего девона в пределах Колвинского мегавала и
северной части Денисовского прогиба вступили в ГЗГ. В ГЗН вошли НГМТ
терригенного среднего - верхнего девона в Денисовском прогибе и на юге
Колвинского мегавала [2].
Позднегерцинско-раннекиммерийский этап
тектогенеза характеризуется дальнейшим развитием Денисовского прогиба. В
результате наложения раннекиммерийских складчато-надвиговых движений произошло
возрождение сдвиговых деформаций, заложенных в раннем палеозое. НГМТ
среднеордовикско-нижнедевонского НГК по всей площади авлакогена генерировали
газ. НГМТ среднедевонско-франского НГК генерировали газ в пределах
Печоро-Кожвинского мегавала. На остальной территории НГМТ находились в ГЗН.
Позднекиммерийско-альпийский цикл тектогенеза
характеризуется изостатическим выравниванием рельефа изучаемой территории.
Поверхность поддоманиковых отложений приобрела региональный наклон в северном
направлении (5-6 м/км).
Проведенный анализ позволил детализировать
распространение 9 установленных и выполнить прогноз размещения 5 предполагаемых
ЗНГН в поддоманиковых НГК Печоро-Колвинского авлакогена.
В среднеордовикско-нижнедевонском НГК выделяется
шесть ЗНГН (рис. 1). ЗНГН
приурочены к унаследованным от деформаций фундамента и инверсионным структурным
формам, к зонам развития сдвиговых деформаций и эрозионных врезов. Новым
нетрадиционным типом ловушек в нижнепалеозойском НГК является сбросовый.
В среднедевонско-франском прогнозируется 8 ЗНГН
(рис. 2). В Денисовском прогибе и на Колвинском мегавале сосредоточены основные
залежи нефти, что обусловлено реализацией потенциала НГМТ и большой
вероятностью латеральной миграции нефти. В выделенных ЗНГН ожидаются
структурно-литологические и литологические ловушки.
По результатам проведенных исследований было
выделено два типа нефтегазоносных районов (НГР) (табл. 2, рис. 3):
|
Тип НГР
(по количеству ЗНГН в
разрезе поддоманиковых отложений)
|
|
2 ЗНГН
|
1 ЗНГН
|
|
O2-D1
(установленная)
и
D2-D3f
(установленная)
|
O2-D1
(предполагаемая)
и
D2-D3f
(установленная)
|
O2-D1
(установленная)
или
D2-D3f
(установленная)
|
O2-D1
(предполагаемая)
или
D2-D3f
(предполагаемая)
|
|
центральная
часть
Лайско-Лодминского
и
южная
Харьяга-Усинского
НГР
|
Кыртаельско-Печорогородский
(Печорогородская ступень),
восточная
часть Лайско-Лодминского, Ярейюский и северная часть Харьяга-Усинского НГР
|
южная
часть
Шапкина-Юрьяхинского,
юго-западная
Кыртаельско-Печорогородского (Лыжско-Кыртаельский вал) и
Лайско-Лодминский
(центральные области Тибейвисской депрессии и Лодминской перемычки) НГР
|
Мутноматериково-Лебединский
и
юго-восточная часть
Лайско-Лодминского
НГР
|
Региональные
геологоразведочные работы по восполнению разведанных запасов УВ в
Печоро-Колвинском авлакогене необходимо провести по двум направлениям.
Направление 1. Лайско-Лодминский НГР, неизученный
региональным сейсмопрофилированием по своему простиранию. Данный НГР
характеризуется высокой залицензированностью недр, что не позволяет здесь
проложить меридиональный региональный сейсмопрофиль за счет средств федерального
бюджета. Поэтому, необходимо составить композитный сейсмопрофиль по линии I-I
(рис. 3).
Составляющими композитного сейсмического профиля
должна стать имеющаяся многочисленная информация по площадным сейсморазведочным
работам и отработанным ранее региональным профилям (Р-4, 10992-07РС и др.),
пересекающим Лайско-Лодминский НГР вкрест его простирания. Для
переинтерпретации данных площадных работ необходимо использовать отдельные
пробуренные параметрические (Носовая, 1, Лаявожская, 1 и др.), поисковые и разведочные
(Северо-Командиршорская, 1, Мишваньская, 15 и др.) скважины. Объем композитного
сейсмопрофиля должен составить 300 пог.км.
Направление 2. После обобщения и переинтерпретации
материалов композитного сейсмопрофиля необходимо принять решение о бурении
параметрической скважины. Для этого следует составить специальную программу,
предусматривающую возможность бурения параметрических скважин в условиях
высокой залицензированности недр, где нижние горизонты осадочного чехла
региональными работами изучены недостаточно [3].
Цель бурения параметрической скважины - оценка
перспектив нефтегазоносности регионально развитых сдвиговых деформаций. В
пределах сдвиговых деформаций прогнозируются ЗНГН с развитием ловушек
структурного типа. Проектная глубина скважины – 5000 м. Возраст отложений на
забое – силур.
Поисковые
и разведочные работы следует сконцентрировать на трех направлениях.
Направление 1. Подготовка выявленных локальных структур
с ресурсами D1лок, находящихся в пределах установленных ЗНГН. При этом необходимым
и достаточным условием перевода выявленных структур в ранг подготовленных, как
показывает опыт ГРР в Тимано-Печорской провинции, является плотность
сейсмопрофилей не менее 3 км/км2. Направление 2. Опоискование
и разведка подготовленных к бурению структур, в том числе в нетрадиционных для
Тимано-Печорской провинции ЗНГН, приуроченных к сдвиговым деформациям. Направление
3. Перевод предварительно оцененных запасов нефти в разведанные на
разрабатываемых и подготовленных для промышленного освоения месторождениях
(всего 11 месторождений).
Литература:
1.
Белякова
Л.Т., Богацкий В.И., Богданов Б.П., Довжиков Е.Г., Ласкин В.М. Фундамент
Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Киров, ОАО «Кировская областная
типография», 2008. С. 288.
2.
Богданов
М.М., Корюкина Н.Г., Лапкина Н.С. Палеотектонические и термобарические
предпосылки формирования УВ скоплений в карбонатном нижнепалеозойском комплексе
Печоро-Колвинского авлакогена Тимано-Печорского бассейна. М.: ВНИИОЭНГ, Вып.
10, 2002. С. 16-25.
3.
Ледовских
А.А., Садовник П.В., Хлебников П.А., Варламов А.И., Афанасенков А.П.,
Петерсилье В.И., Соловьев Б.А., Мкртчян О.М. Основные проблемы геологического
изучения недр и прироста запасов углеводородного сырья Российской Федерации //
Геология нефти и газа, № 5, 2010 г. C. 9-23.
4.
Прищепа
О.М., Богацкий В.И., Макаревич В.Н., Чумаков О.В., Никонов Н.И., Куранов А.В.,
Богданов М.М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом
районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. // Электронный журнал
«Нефтегазовая геология. Теория и практика», Выпуск №4, 2011, http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf
5.
Теплов
Е.Л, Костыгова П.К, Ларионова З.В., Беда И.Ю, Довжикова Е.Г., Куранова Т.И.,
Никонов Н.И., Петренко Е.Л., Шабанова Г.А. Природные резервуары нефтегазоносных
комплексов Тимано-Печорской провинции. Министерство природных ресурсов и охраны
окружающей среды Республики Коми, ГУП РК ТП НИЦ. – Спб: ООО «Реноме», 2011. 286
с.
Рис. 4
Условные обозначения к картам: Размещения ЗНГН… (рис. 1, 2); Прогноза
концентраций УВ сырья…(рис. 3)
1-5 – границы: 1 -
Печоро-Колвинского авлакогена; 2 – других тектонических элементов;3 –
установленных ЗНГН; 4 –
предполагаемых ЗНГН; 5 – отсутствия отложений (индекс – возраст отложений).
6-8 – разломы: 6 –
мантийные; 7 – коровые; 8 – правосторонние сдвиги.
9-13 – скважины (в
знаменателе – абсолютная отметка кровли НГК, м; в числите –номер скважины: 1 – Коровинская-1, 2 – Кумжинская-, 3
– Носовая-1; 4 – Хыльчуюская-7; 5 – Вангурейская-82; 6 – Ярейюская-8; 7 –
Ярейюская-1; 8 – Лаявожская-1; 9 – Шапкинская-1, 10 – Лаявожская-4, 11 –
Ванейвисская-; 12 – Северо-Командиршорская-1, 13 – Харьягинская-1, 14 –
Пашшорская-47, 15 – Северо-Ламбейшорская-21, 16 – Среднешапкинская-1, 17 –
Верхнелебединская-68, 18 – Возейская-61, 19 – Мутноматериковая-1, 20 –
Мутноматериковая-2, 21 – Нялтаюская-1, 22 – Верхнелодминская-1, 23 – Усинская-1,
24 – Южно-Лыжская-4, 25 – Тереховейская-1, 26 – Ронаельская-1, 27 –
Нитчемьюская-2, 28 – Мастеръельская-2, 29 – Восточно-Харьягинская-26, 30 –
Нямюрхитская-4, 31 – Удачная-1, 32 – Выдшорская-1, 33 – Среднешапкинская-10, 34 –
Дзелядевская-1, 35 – Кипиевская-1): 9 – опорные; 10 – параметрические; 11 – поисковые и
разведочные; 12 – невскрывшие НГК; 13 – подтвердившие отсутствие
отложений НГК.
14-15 – зоны нефтегазонакопления (в кружочке номер зоны: 1 – Командиршорская; 2 –
Верхнелайская, 3 – Ярейюская, 4 – Харьягинская, 5
– Возейская, 6 – Печорогородская): 14 – установленные; 15 – предполагаемые.
16-19 – месторождения УВ (в
кружочке – номер месторождения: 1 – Возейское НГК, 2 – Леккерское Н, 3 –
Западно-Командиршорское-II ГК, 4 – Харьягинское
Н, 5 – им.
ЮрияРоссихина Н, 6 – Западно-Сарутаюское Н,
7 – Восточно-Сарутаюское Н, 8
– Ольгинское Н, 9 – Инзырейское Н, 10 – Ошское Н, 11 – Пашшорское Н, 12 –
Верхнегрубешорское Н, 13 – Верхнелайское Н, 14 – Командиршорское Н, 15 –
Западно-Командиршорское Н, 16 – Южно-Ошское Н, 17 – Осокинское Н, 18 –
Западно-Сынатысское Н, 19 – Усинское Н, 20 – Сигавейское Н, 21 –
Северо-Кожвинское Н, 22 –
Южно-Лыжское Н, 23 – Южно-Лиственичное Н, 24 – Югидское НГК, 25 –
Западно-Печорокожвинское Н, 26 – Печоро-Кожвинское НГК, 27 - Кыртаельское НГК, 28 – Западно-Печорогородское
ГН, 29 – Печорогородское ГК, 30 –
Южно-Кыртаельское Н, 31 – Северо-Югидское НГК):
16 – нефтяные; 17 – газоконденсатные; 18 -
нефтегазоконденсатные; 19 – газонефтяные.
20 – изолинии кровли НГК (для D2-D3f – подошва доманика), км
21 – положительные/отрицательные структурные элементы;
22 – земли в пределах Печоро-Колвинского авлакогена с невыясненными
перспективами нефтегазоносности;
23 – направления палеопрофилей, по которым проводился анализ
динамики нефтегазообразования.
