Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние ресурсной базы углеводородного сырья тимано-печорской нефтегазоносной провинции и анализ вовлеченности ее в изучение и освоение 21
1.1. Геолого-геофизическая изученность региона 21
1.1.1. Характеристика изученности сейсморазведкой 21
1.1.2. Характеристика изученности глубоким бурением 22
1.2. Состояние лицензирования и недропользования 26
1.3. Структура запасов и ресурсов углеводородов, приуроченность к элементам 32 нефтегазогеологического районирования и комплексам 1.4. Анализ востребованности и вовлеченности запасов углеводородного сырья
в освоение 42
1.5. Анализ вовлеченности ресурсов углеводородного сырья в изучение 54
2. Особенности геологического строения и нефтегазоносности, определяющие районы концентрации геологоразведочных работ 59
2.1. Нефтегазогеологическое и тектоническое районирование 59
2.2. Основные черты геологического строения нефтегазоносных комплексов
2.2.1. Нижнеордовикский терригенный перспективный нефтегазоносный комплекс ... 71
2.2.2. Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный нефтегазоносный комплекс... 80
2.2.3. Среднедевонско-франский терригенный нефтегазоносный комплекс 85
2.2.4. Доманиково-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс 87
2.2.5. Нижне-верхневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс 90
2.2.6. Верхневизейско-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс 92
2.2.7. Нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный нефтегазоносный комплекс 94
2.2.8. Средне-верхнепермский терригенный нефтегазоносный комплекс
2.2.9. Триасовый терригенный нефтегазоносный комплекс 97
2.3. Динамика концентрации геологоразведочных работ в соответствии с представлениями о доминирующих целевых комплексах 99
3. Методические основы выделения невостребованных нефтегазовых объектов 108
3.1. Актуальность проблемы выделения невостребованных нефтегазовых объектов... 108
3.2. Принципы выделения объектов с невостребованными
запасами и ресурсами и их классификация 111
3.3. Методические подходы к оценке потенциала невостребованных нефтегазовых объектов 113
3.4. Критерии, определяющие возможность вовлечения перспективных объектов в освоение 119
4. Невостребованные нефтегазовые объекты тимано печорской провинции, их углеводородный потенциал и перспективы вовлечения в освоение 121
4.1. Объекты с невостребованными запасами нефти и газа 121
4.2. Невостребованные перспективные объекты в разрезе осадочного чехла 122
4.2.1. Нефтегазоносные комплексы (либо их части) отдельных территорий Тимано-Печорской провинции 127
4.2.1.1. Отложения нижнеордовикского терригенного нефтегазоносного комплекса Ижма-Печорской, Тиманской и Хорейверской нефтегазоносных областей 127
4.2.1.2. Верхнесилурийские карбонатные отложения Лайско-Лодминского нефтегазоносного района Печоро-Колвинской нефтегазоносной области 137
4.2.1.3. Верхнеордовикские карбонатные отложения Колвависовского нефтегазоносного района Хорейверской нефтегазоносной области 142
4.2.1.4. Нижнепермские карбонатные отложения Сарембой-Леккейягинского нефтегазоносного района Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области 152
4.2.1.5. Нижнепермские терригенные отложения Северо-Предуральской нефтегазоносной области 161
4.2.2. Зональные нефтегазоперспективные объекты территорий Тимано-Печорской провинции с различной степенью изученности 161
4.2.2.1. Нерутинская зона нефтегазонакопления 164
4.2.2.2. Верхнехарицейская зона нефтегазонакопления 173
4.2.2.3. Ярейюская зона нефтегазонакопления 178
4.2.2.4. Талотинская зона нефтенакопления 187
4.2.2.5. Верхнеадзьвинская зона нефтенакопления 194
4.2.2.6. Восточно-Коротаихинская зона нефтегазонакопления 203
4.2.2.7. Северо-Хоседаюская зона нефтенакопления 212
4.2.2.8. Восточно-Лемвинская зона газонакопления 221
4.2.2.9. Щугорско-Кырташорская зона газонакопления 226
4.2.2.10. Печоро-Сыпучинская зона газонакопления 229
4.3. Ранжирование невостребованных перспективных объектов Тимано-Печорской провинции по величине ресурсной базы и перспективы вовлечения их в освоение 234
Заключение 242
Список принятых сокращений 246
Список литературы 2
- Характеристика изученности глубоким бурением
- Нижнеордовикский терригенный перспективный нефтегазоносный комплекс
- Методические подходы к оценке потенциала невостребованных нефтегазовых объектов
- Нефтегазоносные комплексы (либо их части) отдельных территорий Тимано-Печорской провинции
Введение к работе
Актуальность работы. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТИП) наращивание минерально-сырьевой базы углеводородного сырья (УВС) происходит, в основном, за счет прироста запасов на открытых ранее месторождениях и в меньшей степени является результатом проведения геологоразведочных работ (ГРР) на новых объектах.
Разведанность начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции с учетом запасов категории С2 составляет около 44%, при этом, несмотря на довольно значительную величину остаточных запасов нефти и газа, доля активных остаточных запасов составляет около 36%, остальные относятся к трудноизвлекаемым.
Ресурсы категории С3 (ближайший резерв для восполнения запасов) составляют около 9,5%) от остаточных начальных суммарных ресурсов. Этой величины недостаточно для стабильного долговременного развития нефтегазовой отрасли.
Мониторинг направлений и результатов геологоразведочных работ в провинции показывает, что основные объемы работ сосредоточены на территориях, находящихся вблизи разрабатываемых месторождений с развитой инфраструктурой. Иногда выход с геологоразведочными работами в районы с достаточно высокой ресурсной оценкой затруднен из-за недостаточной геолого-геофизической информации о них, отрицательных результатов, полученных в прежние годы, неопределенностей в прогнозе качества пластовых флюидов, иных причин.
Наметившиеся тенденции «угасания» резервов восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья провинции указывают на необходимость новых трендов для осуществления комплекса геологоразведочных работ с целью поиска залежей углеводородов. Одной из важных текущих задач геологоразведки является выявление и оконтуривание объектов, которые позволили бы в средне- и долгосрочной перспективе внести весомый вклад в развитие минерально-сырьевой базы провинции.
В настоящее время в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции значительное количество нефтегазовых объектов не вовлечено в освоение. Такие объекты можно объединить в единую категорию невостребованных. Чтобы инициировать начало процесса освоения невостребованных объектов, необходимо
локализовать их пространственно, обосновать перспективы нефтегазоносности и провести количественную оценку ресурсов углеводородного сырья. Это даст возможность провести дифференциацию объектов по величине ресурсной базы, определить оптимальный комплекс геологоразведочных работ для их изучения, рассчитать показатели эффективности геологоразведочных работ, привлечь к новым лицензионным участкам недропользователей и, в конечном итоге, нарастить минерально-сырьевую базу углеводородного сырья провинции.
Цель исследований - выделение в Тимано-Печорской провинции невостребованных перспективных нефтегазовых объектов, проведение количественной оценки их углеводородного потенциала и оценка перспектив вовлечения в освоение.
Основные задачи исследований:
анализ структурно-тектонических, литолого-фациальных, геохимических особенностей строения осадочного чехла Тимано-Печорской провинции;
анализ распределения нефтегазоносности в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции и структуры начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья;
выявление на территории Тимано-Печорской провинции невостребованных нефтегазовых объектов, классификация их по разработанным критериям;
создание геологических моделей невостребованных объектов зонального и локального уровня;
количественная оценка углеводородного потенциала невостребованных перспективных объектов;
обоснование рационального комплекса геологоразведочных работ на
невостребованных перспективных объектах и выбор приоритетных объектов освоения.
Предметом исследований является выделение и классификация
невостребованных нефтегазовых объектов, разработка критериев вовлечения их в
освоение.
Объектом исследований являются не охваченные активными геологопоисковыми работами нефтегазоперспективные объекты зонального и локального уровня в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Научная новизна заключается в обосновании выделения невостребованных нефтегазовых объектов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, их классификации и ранжировании по величине ресурсной базы, разработке информативных критериев выделения и методики оценки перспектив вовлечения в освоение.
Практическая значимость работы. Выделение и оценка ресурсной базы невостребованных нефтегазовых объектов, разработка рационального комплекса их изучения позволяют оптимизировать геологоразведочный процесс и подготовить резерв для восполнения минерально-сырьевой базы углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции в условиях снижающейся добычи, а также обосновать перспективы вовлечения невостребованных объектов в освоение.
Защищаемые положения.
1. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции существенный резерв
наращивания разведанной сырьевой базы углеводородов связан с вовлечением в
освоение невостребованных перспективных нефтегазовых объектов зонального и
локального уровня.
2. Разработка геологических моделей невостребованных перспективных
объектов зонального и локального уровня позволяет оптимизировать программы их
изучения, осуществить выбор приоритетных объектов освоения.
3. Выполненная количественная оценка углеводородного потенциала
невостребованных перспективных нефтегазовых объектов является основой их
дифференциации и выявления наиболее значимых. Ресурсная база нефти и
свободного газа невостребованных перспективных объектов составляет более 1,1
млрд. тонн условного топлива (т.у.т).
4. Проведенное обоснование рационального комплекса геологоразведочных
работ, выбор и освоение первоочередных невостребованных перспективных
нефтегазовых объектов позволит в среднесрочной перспективе нарастить
минерально-сырьевую базу углеводородного сырья провинции на 0,2 млрд. т.у.т.
Фактический материал. Первичные материалы, накопленные за весь период освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, фондовые материалы различных организаций: ОАО «Архангельскгеолдобьиа», ФГУП «ВНИГРИ», ФГУП «ВНИГНИ», Института геологии Коми НЦ УрО РАН, ООО «Нарьянмарнефтегаз», ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПечорНИПИнефть», ЗАО КЦ «Росгеофизика», ОАО «Севергеофизика», филиала
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, ООО «ТП НИЦ», ОАО «Ухтанефтегазгеология»,
изданные монографии, журнальные научные статьи и материалы научных
конференций по проблемам нефтегазоносности, публикации, размещенные на
интернет-ресурсах. Автором рассмотрены результаты бурения более чем 5000
поисковых, разведочных, параметрических и структурно-поисковых скважин,
пробуренных на локальных объектах и месторождениях углеводородного сырья
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, проанализированы результаты
опробования испытателем пластов в открытом стволе, испытания в
эксплуатационной колонне, данные геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов.
Основные выводы базируются на осмыслении и творческой переработке многочисленных исследований, проведенных в ФГУП «ВНИГРИ», ФГУП «ВНИГНИ», ОАО «ИГиРГИ», ООО «ТП НИЦ», филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Институте геологии КНЦ УрО РАН, других организациях, в течение многих десятилетий плодотворно занимавшихся проблемами геологического строения и нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.
Проблемами нефтегазоносности Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в разное время занимались А.А. Алабушин, Л.А. Анищенко, Л.З. Аминов, М.Д. Белонин, Л.Т. Белякова, В.И. Богацкий, Б.П. Богданов, М.М. Богданов, А.П. Боровинских, Г.В. Важенин, Б.Я. Вассерман, Л.А. Вокуев, В.И. Гайдеек, А.С. Головань, В.И. Громека, Е.Б. Грунис, СА. Данилевский, В.Н. Данилов, В.А. Дедеев, А.П. Дьяконов, В.А. Жемчугова, А.А. Иванов, А.В. Иванов, Л.Г. Каретников, В.С Коваленко, К.А. Клещев, А.Я. Креме, З.В. Ларионова, В.Н. Макаревич, А.В. Мартынов, В.Вл. Меннер, М.С. Моделевский, СИ. Мотузов, Н.И. Никонов, А.П. Носов, Л.В. Пармузина, ЮА. Панкратов, А.В. Петухов, Б.П. Пименов, О.М. Прищепа, Б.П. Рапопорт, В.Р. Родыгин, В.Б. Ростовщиков, А.А. Савельева, О.А. Солнцев, А.В. Соломатин, Б.П. Тарбаев, М.Б. Тарбаев, Е.Л. Теплов, Л.К. Теплов, Н.Н. Тимонина, А. Авг. Отмас, А.Б. Хабаров, A.M. Хитров, Е.Б. Шафран, З.П. Юрьева, Б.А. Яралов.
Теоретические и практические разработки перечисленных авторов в той или иной степени учитывались при работе над диссертацией.
Проблемой невостребованных запасов и ресурсов углеводородного сырья России занимались А.А. Дедовских, В.Н. Макаревич, О.М. Прищепа, Э.М. Халимов, другие авторы, исследования которых использовались при разработке основных положений диссертационной работы.
Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на ряде научных конференций, опубликованы в научных журналах, освещающих проблемы нефтегазовой геологии, в 15 научно-производственных отчетах. По теме диссертации опубликовано 30 работ, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК. Результаты количественной оценки начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья Тимано-Печорской провинции, выполненной при непосредственном участии автора, используются при составлении Программ лицензирования, развития и использования минерально-сырьевой базы Республики Коми. Научно-практические разработки и рекомендации автора, связанные с прогнозом нефтегазоносности отдельных территорий Тимано-Печорской провинции, используются недропользователями при выборе приоритетных направлений геологоразведочных работ.
Личный вклад автора. В основу работы положены исследования автора за 29 лет работы в нефтегазовой геологии Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Сферой научных интересов автора является количественный прогноз нефтегазоносности - региональный, зональный и локальный. Значительный объем исследований, результаты которых использованы в диссертации, проведен автором в качестве ответственного исполнителя и основного соисполнителя работ по прогнозу нефтегазоносности и количественной оценке ресурсной базы углеводородного сырья различных территорий Тимано-Печорской провинции, выполненных по федеральному и республиканскому (бюджет Республики Коми) заказам, а также по договорам с нефтегазовыми компаниями.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и заключения. Объем работы - 261 страница (125 страниц текста, 84 рисунка, 27 таблиц, 1 приложение в тексте, 136 библиографических ссылок).
Благодарности. Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук О.М. Прищепе, сердечную благодарность доктору геолого-минералогических наук В.Н. Макаревичу, коллегам, которые в процессе работы над диссертацией консультировали автора и
помогали ценными замечаниями и советами, руководству и специалистам Тимано-Печорского Научно-исследовательского Центра: к. г.-м. н. Е.Л Теплову, к. г.-м. н. Н.И. Никонову, СВ. Сенину, СМ. Смирновой, Т.И. Вагиной.
Характеристика изученности глубоким бурением
Практическая значимость работы. Выделение и оценка ресурсной базы невостребованных нефтегазовых объектов, разработка рационального комплекса их изучения позволяют оптимизировать геологоразведочный процесс и подготовить резерв для восполнения МСБ УВС ТІШ в условиях снижающейся добычи, а также обосновать перспективы вовлечения невостребованных объектов в освоение.
Защищаемые положения.
1. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции существенный резерв наращивания разведанной сырьевой базы углеводородов связан с вовлечением в освоение невостребованных перспективных нефтегазовых объектов зонального и локального уровня.
2. Разработка геологических моделей невостребованных перспективных объектов зонального и локального уровня позволяет оптимизировать программы их изучения, осуществить выбор приоритетных объектов освоения.
3. Выполненная количественная оценка углеводородного потенциала невостребованных перспективных нефтегазовых объектов является основой их дифференциации и выявления наиболее значимых. Ресурсная база нефти и свободного газа невостребованных перспективных объектов составляет более 1,1 млрд. т.у.т.
4. Проведенное обоснование рационального комплекса геологоразведочных работ, выбор и освоение первоочередных невостребованных перспективных нефтегазовых объектов позволит в среднесрочной перспективе нарастить минерально-сырьевую базу углеводородного сырья провинции на 0,2 млрд. т.у.т.
Фактический материал. Первичные материалы, накопленные за весь период освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, фондовые материалы различных организаций: ОАО «Архангельскгеолдобыча», ФГУП «ВНИГРИ», ФГУП «ВНИГНИ», Института геологии Коми НЦ УрО РАН, ООО «Нарьянмарнефтегаз», ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», филиала 000 «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», ЗАО КЦ «Росгеофизика», ОАО «Севергеофизика», филиала 000 «ВНИИГАЗ» «СеверНИПИгаз», 000 «ТП НИЦ», ОАО «Ухтанефтегазгеология», изданные монографии, журнальные научные статьи и материалы научных конференций по проблемам нефтегазоносности, публикации, размещенные на интернет-ресурсах. Автором рассмотрены результаты бурения более чем 5000 поисковых, разведочных, параметрических и структурно-поисковых скважин, пробуренных на локальных объектах и месторождениях УВС Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, проанализированы результаты опробования испытателем пластов в открытом стволе, испытания в эксплуатационной колонне, данные геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов. Основные выводы базируются на осмыслении и творческой переработке многочисленных исследований, проведенных в ФГУП «ВНИГРИ», ФГУП «ВНИГНИ», ОАО «ИГиРГИ», ООО «Тимано-Печорский Научно-исследовательский Центр», филиале 000 «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть», филиале 000 «ВНИИГАЗ» «СеверНИПИгаз», Институте геологии КНЦ УрО РАН, других организациях, в течение многих десятилетий плодотворно занимавшихся проблемами геологического строения и нефтегазоносности ТИП.
Теоретические и практические разработки перечисленных авторов в той или иной степени учитывались при работе над диссертацией.
Проблемой невостребованных запасов и ресурсов углеводородного сырья России занимались А.А. Ледовских, В.Н. Макаревич, О.М. Прищепа, Э.М. Халимов, другие авторы, исследования которых использовались в диссертационной работе при разработке основных положений.
Публикации и апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на ряде научных конференций, опубликованы в научных журналах, освещающих проблемы нефтегазовой геологии, в 15 научно-производственных отчетах. По теме диссертации опубликовано 30 работ, в том числе 6 статей в изданиях, рекомендованных ВАК. Результаты количественной оценки УВС ТИП, выполненной при непосредственном участии автора, используются при составлении Программ лицензирования, развития и использования минерально-сырьевой базы Республики Коми. Научно-практические разработки и рекомендации автора, связанные с прогнозом нефтегазоносности отдельных территорий ТИП, используются недропользователями при выборе приоритетных направлений ГРР.
Личный вклад автора. В основу работы положены исследования автора за 29 лет работы в нефтегазовой геологии Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Сферой научных интересов автора является количественный прогноз нефтегазоносности - региональный, зональный и локальный. Значительный объем исследований, результаты которых использованы в диссертации, проведен автором в качестве ответственного исполнителя и основного соисполнителя работ по прогнозу нефтегазоносности и количественной оценке ресурсной базы углеводородного сырья различных территорий ТГШ, выполненных по федеральному и республиканскому (бюджет Республики Коми) заказам, а также по договорам с нефтегазовыми компаниями.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и заключения. Объем работы: 125 страниц текста, 84 рисунка, 27 таблиц, 1 приложение в тексте, 136 библиографических ссылок.
Благодарности. Автор выражает глубокую признательность и благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук О.М. Прищепе, доктору геолого-минералогических наук В.Н. Макаревичу, сердечную благодарность коллегам, которые в процессе работы над диссертацией консультировали автора и помогали ценными замечаниями и советами, руководству и специалистам Тимано-Печорского Научно-исследовательского Центра: к. г.-м. н. Е.Л Теплову, к. г.-м. н. Н.И. Никонову, СВ. Сенину, СМ. Смирновой, Т.И. Вагиной.
Нижнеордовикский терригенный перспективный нефтегазоносный комплекс
Велъю-Тэбукский НГР охватывает Тэбукскую ступень, Омра-Лыжскую седловину и Айювинский структурный нос Ижма-Печорской синеклизы. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднедевонско-франского, доманиково-турнейского и средне-верхнепермского НТК.
Верхнелыжско-Лемъюский НГР охватывает четыре элемента II порядка: Лузскую, Ронаельскую и Лемьюскую ступени, а также Сотчемью-Аресский уступ. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднедевонско-франского, доманиково-турнейского (сопутствующие барьерным и одиночным рифовым системам пласты облекания) и средне-верхнепермского НТК.
Тобышско-Нерщкий НГР охватывает территорию двух тектонических элементов I порядка (Нерицкой ступени и Ерсинской впадины), а также одного - II порядка (Тобышский вал). Промышленная нефтегазоносность не установлена.
Нижнеижемский НГР выделен в 2011 г. в границах Ижемской ступени. Ранее эта территория входила в состав Тобышско-Нерицкого НГР. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях доманиково-турнейского (рифогенные отложения) НТК. Непромышленные притоки нефти были получены в южной части НГР из песчаников среднедевонско-франского НТК.
Седуяхинско-Кипиевский НГР выделен в северо-восточной части ИП НТО в границах Восточного борта Ижма-Печорской синеклизы (тектонического элемента I порядка) и охватывает три тектонических элемента II порядка: Седуяхинский вал, а также Янгытскую и Кипиевскую ступени. Промышленная нефтегазоносность разреза не установлена.
Малоземельско-Колгуевская НГО выделена в крайней северо-западной части ТІШ в границах Нарьян-Марской моноклинали и Восточно-Колгуевской структурной области, тектонических элементов I порядка. Кроме сухопутной части ТИП включает в себя также территорию о. Колгуев и часть территории континентального шельфа.
Северо-западной части Нарьян-Марской моноклинали соответствует Западно-Колгуевский НГР, промышленная нефтегазоносность которого не установлена.
В юго-восточной части Нарьян-Марской моноклинали выделен Наръян-Марский НГР, промышленная нефтегазоносность которого также не установлена, притоки нефти из каменноугольных отложений были получены на Верхнехарицейской площади в зоне сочленения с Шапкина-Юрьяхинским валом.
Восточно-Колгуевский НГР выделен в границах одноименной структурной области. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях верхневизейско-нижнепермского и триасового НТК на острове Колгуев. Печоро-Колвинская НГО. Выделена в северной части ТІШ в пределах одноименного крупного авлакогена - надпорядкового тектонического элемента. В состав НГО входят 10 нефтегазоносных районов.
Шапкина-Юръяхинский НГР. Выделен в границах одноименного вала и занимает крайнее северо-западное положение на территории ПК НГО. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднедевонско-франского, доманиково-турнейского (рифогенные и сопутствующие им отложения), верхневизейско-нижнепермского, средне-верхнепермского и триасового НТК.
Естественным продолжением Шапкина-Юрьяхинского вала в разрезе осадочного чехла Печорского моря является Колоколморский вал. Ему соответствует Западно-Колоколморский НГР, в границах которого промышленная нефтегазоносность не установлена.
С Западно-Колоколморским НГР на востоке граничат Восточно-Колоколморский НГР (в границах Восточно-Колгуевской депрессии и Северо-Поморской брахиантиклинали) и Носовой НГР (в границах Носовой перемычки и Болванского выступа). Оба этих НГР географически расположены в Печорском море, лишь Носовой НГР частично охватывает территорию суши ТИП. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях ассельского-сакмарского ярусов нижней перми на Поморском газоконденсатном месторождении, частично локализованного в границах Восточно-Колоколморского НГР.
Поморский НГР также выделен в Печорском море, в тектоническом отношении ему соответствуют Поморская ступень и Поморская брахиантиклиналь, в пределах которой также локализуется часть Поморского газоконденсатного месторождения.
Ярейюский НГР выделяется в северной части Колвинского мегавала - в пределах Ярейюского вала и Ходоварихинской ступени. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднедевонско-франского, верхневизейско-нижнепермского, средне-верхнепермского и триасового НТК. Харъяга-Усинский НГР в тектоническом отношении приурочен к центральной и южной частям структуры I порядка Колвинского мегавала - в границах Усинского, Возейского и Харьягинского валов. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях всего разреза осадочного чехла - среднеордовикско-нижнедевонского, среднедевонско-франского, доманиково-турнейского (рифогенные и сопутствующие им отложения, а также доманикиты), нижне-верхневизейского, верхневизейско нижнепермского, средне-верхнепермского и триасового НТК. В его пределах расположены базовые месторождения Северного нефтегазодобывающего района -Усинское, Возейское и Харьягинское (НАО).
Лайско-Лодминский НГР выделен в центральной части ПК НТО и охватывает Лайский вал, Верхнелайскую, Усть-Печорскую и Тибейвисскую депрессии и Лодминскую перемычку. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднеордовикско-нижнедевонского, среднедевонско-франского, доманиково турнейского (рифогенные и сопутствующие им отложения), верхневизейско-нижнепермского и триасового НТК.
Мутноматериково-Лебединский НГР охватывает территорию тектонических элементов II порядка Печоро-Колвинского мегавала - Мутноматерикового и Лебединского валов и Нялтаюской ступени. Промышленная нефтегазоносность установлена только в отложениях доманиково-турнейского НТК (рифогенные и сопутствующие им отложения).
Кыртаелъско-Печорогородский НГР расположен в юго-западной части ПК НТО и охватывает Лыжско-Кыртаельский вал и Печорогородскую ступень - тектонические элементы II порядка Печоро-Колвинского мегавала. Промышленная нефтегазоносность установлена в отложениях среднедевонско-франского, доманиково-турнейского (отложения депрессионных фаций), нижне-верхневизейского терригенного, верхневизейско-нижнепермского и средне-верхнепермского НТК.
Северо-Печороморская перспективная НГО выделена в крайней северной части ТІШ в границах одноименной моноклинали (географически - в акватории Печорского моря). Промышленная нефтегазоносность осадочного чехла не установлена, нефтегазоносные районы не выделены из-за низкой изученности территории.
Восточно-Поморская НГО примыкает с юго-востока к Северо-Печороморской и выделена в границах Русской моноклинали (географически - в акватории Печорского моря). Промышленная нефтегазоносность осадочного чехла не установлена, нефтегазоносные районы не выделены из-за низкой изученности территории.
Хорейверская НГО выделена в границах тектонического элемента I порядка -Хорейверско-Печороморской синеклизы. В ее состав входят Паханческий, Чернореченский и Колвависовский нефтегазоносные районы.
Методические подходы к оценке потенциала невостребованных нефтегазовых объектов
В инт. 2741-2747 м (д. 25, в.к. 0,7 м, кровля толщи полимиктовых песчаников) описан песчаник грубозернистый, среднезернистый, участками гравелитистый с рассеянной галькой кварца и кварцита. При ударе запах углеводородов. Пористость песчаников по ГИС 15,5-16%, по образцам - 12,23-12,8%.
При опробовании ИП инт. 2720-2748 м при депрессии 14,5 МПа за 6 минут получен приток мин. воды в объеме 7,3 м . По заключению лаборатории ТП НИЦ (1991 г.) содержание ХБ в трех образцах, отобранных из инт. 2741-2747 м (д. 25), варьирует от 0,12 до 0,16%, ширина люминесцентной зоны ХБ 1,3-1,4 см. Отложения отнесены к перспективным, тип ХБ -эпигенетичный.
Выше по разрезу, в интервале 2616-2618 м (толща «белых» песчаников) описан песчаник кварцевый среднезернистый светло-серый со слабым розовым оттенком, рыхлый, сыпучий. Отмечаются трещины, по которым песчаник осветлен, окрашен в желтоватый цвет. Нефтенасыщение в этом интервале не отмечено.
При опробовании ИП кровли толщи «белых» песчаников (2585-2595 м) получен приток мин. воды в объеме 3,4 м за 15 минут притока при депрессии 14,5 МПа. Пористость песчаников по ГИС (АК) в интервале опробования 11,5%. Нибельская свита залегает под тиманскими отложениями (аргиллиты и алевролиты) и состоит из трех толщ (снизу вверх): 1. Толща «розовых» песчаников (инт. 2578-2524 м); 2. Аргиллитовая толща (инт. 2524-2356 м); 3. Песчано-аргиллитовая толща (инт. 2356-2295 м). В керне нефтепроявления не отмечались. При опробовании ИП толщи розовых песчаников (2530-2570 м) получен приток мин. воды в объеме 2,0 м за 5 минут. Пористость песчаников по ГИС (АК) в интервале опробования 9,0-14,5%. Скважина 50-Восточно-Созьвинская. Разрез терригенного ордовика представлен только отложениями седъельскои свиты, залегающими под отложениями джъерского горизонта верхнего девона (мощность нерасчлененных отложений джъерского и тиманского горизонтов составляет 140 м).
Мощность седъельскои свиты составляет 265 м (2910-3175 м), из которых (снизу вверх) мощность толщи полимиктовых песчаников составляет 113 м, мощность толщи «белых» песчаников - 152 м.
Нефтенасыщение в керне отмечено в дд. 11, 13 и 14 - в толще «белых» песчаников (около 90 м ниже поверхности регионального размыва). В д. 13 инт. 2999,3-3001,3 м (в.к. 0,9 м) описан песчаник кварцевый среднезернистый, светло-серый почти белый с мелкой галечкой, нефтенасыщенный. В д. 14 инт. 3027,4-3029,2 м (в.к. 1,1 м) описан песчаник кварцевый среднезернистый, белый с единичными гравийными зернами, в верхней половине нефтенасыщенный.
В толще белых песчаников испытывались три интервала ИП в процессе бурения, все -водонасыщенные.
Еще один объект в отложениях нижнего ордовика был испытан ИП в подошве толщи полимиктовых песчаников (совместно с кровлей венда, представленного гематитовыми и глинистыми сланцами). Инт. 3150-3210 м. Получено 1,6 м мин. воды за 120 минут при депрессии 15,0 МПа. Пористость коллекторов толщи полимиктовых песчаников по ГИС 7,8-9,5%.
По заключению лаборатории ТП НИЦ содержание ХБ в образце, отобранном из инт. 2993,3-3001,30 м (Oisd), составляет 1,25%, ширина люминесцентной зоны ХБ 4,7 см. Содержание ХБ в образце, отобранном из инт. 3027-3029 м (Oisd), составляет 0,47%, ширина люминесцентной зоны ХБ 2,9 см. Оба образца отнесены к перспективным отложениям, тип ХБ - эпигенетичный.
Скважина 1-Большепульская. Разрез нижнего ордовика седъельской и нибельской свитами, однако литологически разрез отличается от скважин, пробуренных в центральной и северо-восточной частях Ижма-Печорской синеклизы (1-Сосьянская и 50-Восточно-Созьвинская).
Мощность Оітерр в скв.І-БП. составляет 360 м, из которых подавляющую часть составляет нибельская свита (309 м), сложенная глинисто-алевритистыми и глинисто-алевритисто-карбонатными (в верхней части) породами. В составе нибельской свиты выделяются (снизу вверх) «глинистая» (144 м) и «глинисто-карбонатная» (95 м) толщи. Нибельская свита коллекторов не содержит, опробование ее не производилось.
Поисковый интерес может представлять лишь самая нижняя часть терригенного ордовика - седъельская свита, которая в скв. 1-БП. представлена «песчаниковой» толщей мощностью 51 м - песчаниками крупнозернистыми, плохо сортированными с гравийными зернами и галькой. «Песчаниковая» толща залегает на коре выветривания рифея, мощность которой в скв. 1-БП. составляет 11 м. Ниже коры выветривания залегают алевритовые, алевритово-серицитово-хлоритовые, графитоидные сланцы (углы падения до 60), в которых выделяются коллекторы п геохимических условиях также могут послужить резервуаром для углеводородов (залежи, гидродинамически связанные с ордовикскими отложениями). При полевом описании керна, отобранного из отложений седъельской свиты из интервала 1545,6-1547,6 м (в.к. 1,5 м), отмечался запах нефти (в описании, составленном в Хорейверской НГРЭ, есть замечание - «запах нефти за счет введения 2,5 м соляра и 3,0 м нефти). Все 1,5 м - песчаник кварцевый крупнозернистый, плохо сортированный, с гравийными зернами и окатанной галькой кварца белого и желтого, отмечаются прослои гравелиты светлого каолинизированного (описание З.В. Ларионовой). В нижней части гравелит грязно-бурый, ожелезненный, рыхлый, пористый, легко колется. В инт. 1545,6-1547,6 м выход ХБ в трех образцах от 0,08 до 0,16%.
При опробовании ИП в процессе бурения инт. 1542-1557,5 м (Oisd) получено 2,2 м пластовой воды при депрессии на пласт 130 кгс/см за 42 минуты стояния на притоке. Дебит по пересчету составил 117,3 м /сут. Пористость песчаников по ГИС в интервале опробования 18-22%.
Нефтегазоносные комплексы (либо их части) отдельных территорий Тимано-Печорской провинции
Промышленная нефтеносность в границах Талотинской ЗНН установлена на Усть-Талотинском нефтяном месторождении в автохтоне Талотинского надвига. Залежь - пластовая, сводовая, приурочена к терригенным отложениям пражского яруса нижнего девона. В эксплуатационной колонне залежь испытана в скв. 1, получен приток нефти дебитом 5,25 м /сут. ППУ.
Непромышленная нефтеносность установлена на Талотинской и Тамяхинской площадях. В поисковой скважине 1-Талотинская при испытании в эксплуатационной колонне лохковских карбонатных отложений в автохтоне взбросо-надвига получен приток мин. воды с признаками нефти дебитом 8,6 м /сут. по подъему уровня. При испытании песчаников франского яруса верхнего девона в поднадвиговой части (инт. 3977-3972, 3958-3954 м) получен приток мин. воды дебитом 37 м/сут по ПУ с пленкой нефти (нефти 2%). В поисковой скважине 31-Тамяхинская при опробовании в процессе бурения отложений нижнего девона из интервала 3658-3698 м получена мин. вода с нефтью (нефти 1%), из интервала 3640-3704 м - 0,18 м фильтрата и мин. воды с пленкой нефти.
На участке между Талотинской и Тамяхинской структурами (Ледингское поднятие) в 1980-82 гг. была пробурена поисковая скважина 17-Северо-Сарембойская. При фактической глубине забоя 4012 м скважиной установлены два тектонических нарушения, в автохтоне вскрыты отложения овинпармского горизонта нижнего девона. По материалам ГИС в отложениях верхнетиманского подгоризонта верхнего девона был выделен на характер насыщения пласт песчаников (инт. 3484-3494 м). При его опробовании ИП в процессе бурения, а затем ИП в колонне (инт. 3404-3611 м) притоков не получено. Отложения нижнего девона коллекторов не содержат, при опробовании их в процессе бурения притока не получено, по ГИС коллекторы для испытания в колонне не выделены. Аналогично, при опробовании карбонатных верхнедевонских отложений (инт. 2880-3008 м, устьпечорский+джеболский горизонты) притока не получено.
Подготовленных к глубокому бурению структур в настоящее время на территории континентальной части Талотинской ЗНГН нет, выявлена только одна структура -Вашуткинская, ресурсы ее оценены по отложениям нижнего девона величиной 1,289 млн. т.
Сложное строение этой территории предопределено динамикой и суперпозицией разномасштабных и разнонаправленных геологических процессов, в частности, связанных с формированием Уральского и Пай-Хойского орогенов.
При выборе направлений работ в границах Талотинской ЗНН важнейшим является вопрос наличия Талотинского вала в автохтоне Вашуткина-Талотинского взбросо-надвига. Наличие этого вала предполагалось по сейсмическим материалам прошлых лет, в пределах его структурных форм (антиклиналей, тектонических блоков) были подготовлены к глубокому бурению структуры, которые впоследствии вводились в бурение.
В последние годы Вашуткина-Талотинский надвиг рассматривается некоторыми авторами как далеко выдвинутый фрагмент Пай-Хойского надвига, а в автохтоне протяженного шарьяжа (надвига) картируется моноклиналь северо-восточного погружения [17] (аналогично моноклинали, наблюдаемой в автохтоне Вуктыльской складки). Наличие же вала в материалах предыдущих исследователей объясняется недоучетом скоростей прохождения сейсмических волн в зоне высокоскоростного карбонатного «козырька» - собственно взбросо-надвига.
Однако, наличие столь протяженного надвига, надвинутого на сотни километров от Пай-Хойского орогена, вызывает обоснованные сомнения и не всегда подтверждается работами других авторов, исследовавших эту проблему. Например, в тематических отчетах А.А. Кутлинского [113] (Рисунок 4.31) и В.И. Богацкого [77] (Рисунок 4.32), на основе грависейсмического моделирования Вашуткина-Талотинская зона интерпретируется как шовная структура, отграничивающая мобильную Коротаихинскую впадину от менее мобильной Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Физической границей в данном случае является поверхность взбросо-надвига, сформированного в результате разгрузки тангенциальных напряжений, приложенных со стороны Пайхойского орогена. В отчете компании «Рогеофизика» [130], проводившей сейсмические исследования в восточной части Коротаихинской впадины, также не прослежены какого-либо рода протяженные надвиги. О.М. Прищепа, Л.А. Орлова и О.В. Чумакова [41] также придерживаются мнения о существовании Талотинского вала в автохтоне.
Вероятное отсутствие протяженного шарьяжа подтверждается также тем фактом, что ни одна из пробуренных в Коротаихинской впадине скважин не вскрыла поверхность надвига (его «ложе»), тогда как все сместители (взбросо-надвиги) Талотинской зоны такими скважинами подсечены. Автор настоящей работы после детального анализа всей доступной геолого-геофизической информации, в частности, отчетов о проведении сейсмических исследований [95, 111, 112, 115], также придерживается мнения о существовании палеовала в автохтоне взбросо-надвига.
Перспективы нефтеносности связываются с карбонатными отложениями O2-S2 НГПК, карбонатными (а в северной части Талотинской ЗНН - и с терригенными пражскими) отложениями нижнего девона, а также терригенными отложениями Бзґі НГПК.
В настоящей работе по каждому перспективному горизонту были составлены подсчетные планы, выделены эталонные и расчетные участки на основе карт природных резервуаров [110] и проведена оценка НСР нефти Талотинской ЗНН методом сравнительных л Та AG геологических аналогий. Подсчетный план по O2-S2 НГПК приведен на рисунке 4.33. В рамках подкомплекса выделен один эталонный участок (включающий Северо-Сарембойское месторождение) и один расчетный участок, расчет НСР которого производился по аналогии с указанным ЭУ. Подсчетный план по Di НГПК приведен на рисунке 4.34, в его рамках также выделен один эталонный участок (включающий Северо-Сарембойское и Сарембойское месторождения) и один расчетный участок, расчет НСР которого производился по аналогии с указанным ЭУ. На рисунке 4.35 представлен подсчетный план по D3f\-2 НГПК, на котором также выделены один эталонный (включающий Западно-Леккейягинское месторождение) и один расчетный участки.
На территории Талотинской ЗНН в терригенных отложениях пражского яруса нижнего девона установлена залежь нефти на Усть-Талотинском месторождении. Извлекаемые запасы категорий АВСі+Сг составляют 6,605 млн.т. НСР нефти терригенной части нижнего девона (пражский ярус) рассчитывались с использованием коэффициента недоразведанности (экспертно принят равным 1,5) и составили 9,908 млн. т (извлекаемые).
Извлекаемые НСР нефти составили 54,6 млн. т (Таблица 4.9), из них неразведанная часть составляет 48,0 млн. т, в том числе по отложениям O2-S2 НГПК 15,3 млн. т, Бікарб 26,7 млн. т, по отложениям DiTepp 3,3 млн. т, по отложениям Взі\-2 НГПК 2,8 млн. т (текущая официальная оценка этих комплексов составляет 10,4 млн. т).
На территории Талотинской ЗНН рекомендуется провести переобработку и переинтерпретацию имеющихся сейсмических исследований с целью уточнения тектонической модели строения автохтона и картирования структурно-тектонических ловушек. В проведении дополнительных полевых сейсмических исследований необходимости нет. Прирост запасов нефти с учетом коэффициента достоверности может составить 17,2 млн. т.