Содержание к диссертации
Введение
1. История изученности проблемы 9
2. Краткий геологический очерк Косью-Роговской впадины 18
2.1. Геолого-геофизическая изученность 18
2.2. Характеристика структурно-формационных комплексов 30
2.3. Тектоника 41
2.4. Характеристика нефтегазоносности 49
3. Тектонические критерии оценки нефтегазоносности 57
3.1. Анализ структурного плана Косью-Роговской впадины 57
3.1.1. Структурный план по кровле силурийских отложений 59
3.1.2. Структурный план по подошве доманиковых отложений 70
3.1.3. Структурный план по подошве визейских отложений 78
3.2. Морфогенетический анализ локальных структур Косью-Роговской впадины 83
3.3. Флексурные зоны и разрывные нарушения 93
4. Геохимические критерии оценки нефтегазоносности 97
4.1. Катагенез 97
4.2. Нефтегазоматеринские толщи 119
4.3. Миграция УВ 123
5. Прогноз нефтегазоносности локальных структур Косью-Роговской впадины 128
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 143
Список литературы 145
- Геолого-геофизическая изученность
- Анализ структурного плана Косью-Роговской впадины
- Нефтегазоматеринские толщи
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Расширение топливно-энергетической базы за счет освоения ресурсов нефти и газа в перспективных, но малоисследованных районах является приоритетным направлением в экономике Республики Коми. Наиболее перспективным районом, где возможен прирост ресурсов углеводородов является Косью-Роговская впадина, расположенная в северной части Предуральского краевого прогиба. Достоверность и надежность прогноза нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу, научное обоснование оптимальных направлений, объемов и объектов поисков и разведки скоплений УВ в этом районе является необходимым условием ускоренного и рационального освоения его недр. В связи с этим, представляется актуальным провести комплексное изучение закономерностей проявления факторов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, их пространственно-временного соотношения в пределах Косью-Роговской впадины, где на основе уже имеющихся геолого-геофизических и геохимических данных можно осуществить прогноз наиболее благоприятных для поисков углеводородов объектов.
Целью работы является прогноз возможной нефтегазоносности локальных структур в разрезе осадочного чехла Косью-Роговской впадины и выбор наиболее перспективных по тектоническим и геохимическим критериям нефтегазоносности для объектов постановки геологоразведочных работ.
Основные задачи исследования заключались в морфогенетическом анализе палео- и современного структурного плана впадины, изучении геотермической истории ее осадочного выполнения. Решались задачи совместного ретроспективного анализа структурных, геохимических и геотермических данных, а также прогнозирования конкретных объектов, перспективных на обнаружение углеводородных залежей.
Научная новизна. Выявлены особенности строения Косью-Роговской впадины в доорогенный период. В пределах внешнего борта впадины установлена стабильно приподнятая моноклинальная центральная зона с развитием структур платформенного типа, погруженные северная и южные зоны с «мобильными» структурами. На ее внутреннем борту намечены крупные высокоамплитудные палеоподнятия и палеовалы субуральского простирания, частично или полностью переформированные в результате орогенических процессов на Урале.
В пределах внешнего борта впадины в силурийско-девонских отложениях впервые выявлены современные Восточно-Нядейтинское и Южно-Бергантымылькское поднятия. На внутреннем борту впадины на доорогенном этапе ее развития формировались Уральское и Интинское поднятия.
Оценен современный геотермический режим в осадочном чехле впадины, а также рассчитаны геотермические градиенты для ее отдельных зон. В результате построены модели погружения и катагенетической преобразованное пород, которые позволили установить время начала нефте- и газогенерации УВ в материнских породах основных нефтегазоносных комплексов, а также оценить современную степень преобразованности осадочных толщ. Построены карты-схемы преобразованности пород по различным уровням осадочного чехла Косью- Роговской впадины: кровле силурийских и подошвам доманиковых, визейских и артинских отложений.
На основе палеотектонических реконструкций и палеотермического анализа оконтурены устойчивые зоны погружения, с которыми связаны главные очаги нефтегазообразования. Определены направления миграционных потоков УВ в пространстве и времени для различных частей впадины.
Защищаемые положения.
В пределах Косью-Роговской впадины выделяются две зоны с характерными особенностями в генезисе структур: унаследованная, которая в свою очередь делится на мобильную (северная и южная оконечности впадины) и стабильную (центральная часть впадины, внешний борт) и преобразованная (внутренний борт впадины). В этих зонах установлены и прослежены по площади флексуры, приуроченные, как правило, к крупным субуральским поперечным поднятиям (структуры Воркутского поднятия и Косьюской депрессии) и к погребенным частям платформенных валов Печорской синеклизы и Варандей-Адзьвинской зоны.
Для пород осадочного чехла Косью-Роговской впадины, характерен низкий темп нарастания степени катагенетической преобразованности РОВ. Наиболее «растянутый» катагенетический разрез фиксируется в районах с более мощным осадочным чехлом (Лемвинский вал и центральная часть Косьюской депрессии). В пределах западного борта впадины для осадочного чехла характерен менее «растянутый» катагенетический разрез.
В палеозойских отложениях Косью-Роговской впадины возникли и эволюционировали три главных очага генерации жидких и газообразных УВ: Южный, Восточный и Северный. Положение этих очагов предопределило два основных зональных тренда миграции углеводородов в доорогенный период развития впадины: в сторону западной оконечности внешнего борта и к центральной устойчиво приподнятой зоне на внешнем борту впадины.
В результате ретроспективного анализа тектонических и геохимических факторов в осадочном чехле Косью-Роговской впадины наиболее перспективными для обнаружения залежей УВ объектами являются Ямботысско-Нядейтинская, Восточно-Падимейская, Уральская,
Поварницко-Неченская, Интинско-Пальникшорская, Южно-
Кымбожьюская и Сывьюская зоны.
Реализация результатов исследований и практическая значимость работы. Результаты исследований приведены в трех научно- исследовательских отчетах по оценке перспектив нефтегазоносоности северных впадин Предуральского краевого прогиба, выполненных в рамках хозяйственных договоров с ООО «Севергазпром».
Ряд положений и выводов проведенных работ нашел отражение в конкретных научно-практических рекомендациях, позволяющих рационально размещать геологоразведочные работы в пределах впадины на наиболее перспективных объектах, и тем самым избежать затрат на опоискование малоперспективных структур. На основе предложенных моделей представляется возможным выявить масштабы генерации, миграции и аккумуляции УВ, уточнить начальные потенциальные ресурсы Косью- Роговской впадины.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы освещены в 17 публикациях, а также докладывались на V, VI, IX и X научных конференциях Института геологии «Структура вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (г. Сыктывкар, 1996, 1997, 2000, 2001 г.г.); региональной научной конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала» (г.Пермь, 1997); Международных совещаниях по программам Европробы (Сыктывкар, 1999, Санкт-Петербург, 2000); Международных конференциях «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (г.Москва, 1999, 2000, 2001), XI Европейском геологическом конгрессе (Страсбург, 2001); Всероссийской конференции «Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов европейского севера России» (Сыктывкар, 2000); Втором Всероссийском литологическом совещании и Восьмом Всероссийском симпозиуме по ископаемым кораллам и рифам (Сыктывкар, 2001); Всероссийской научно-практической конференции «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (Москва, 2001).
Фактический материал. В основу диссертации положены исследования автора в период с 1995 по 2002 г. в лаборатории геологии нефтегазоносных бассейнов Отдела геологии горючих ископаемых Института геологии Коми НЦ УрО РАН.
В диссертации использованы сведения об особенностях геологического строения Косью-Роговской впадины, имеющихся в обобщающих опубликованных и фондовых работах многих авторов: по структурно- формационным комплексам - Л.Т.Беляковой, В.А.Дедеева, Б.Я.Дембовского,
И.Елисеева, Н.И. Никонова, В.Н.Пучкова, Н.Б.Рассказовой, Н.И.Тимонина,
В.Юдина; по тектонике - Л.Н.Белякова, В.А.Дедеева, Н.А.Малышева, В.Н.Пучкова, С.Н. Сивкова, К.О. Соборнова, В.В.Юдина; по геофизике - Н.С.Борисова, Ю.Д.Гарасимюка, Г.А.Карамзина, Т.А.Лисиной, Н.А.Лозицкой, Т.А.Верещак, С.Н.Максимовой, П.П.Марковой, В.П.Шептунова; по геохимии - Л.А.Анищенко, С.А.Данилевского,
П.Куклева, Д.В.Макарова, С.Г.Неручева, В.А.Песецкой, З.П.Скляровой, Ю.В.Степанова и др.; по нефтегазоносности - Л.З.Аминова, Н.С.Борисова, Г.Ф.Буданова, А.С.Воинова, А.И.Дьяконова, В.А.Дедеева, Н.А.Малышева,
Н.Сивкова, Б.И.Тарбаева, М.Ю.Острижного и др.
Автором выполнен приведенный в настоящей работе анализ имеющегося материала по геологии и нефтегазоносности Косью-Роговской впадины. Построены модели прогрева по шести скважинам, структурная карта по кровле силурийских отложений, серия палеоструктурных карт (масштаба 1:500000) к различным рубежам геологического времени. На основе геотермических разработок составлены оригинальные карты катагенетической преобразованное рассеянного органического вещества по различным стратиграфическим уровням и два катагенетических разреза. Это позволило реконструировать условия генерации и накопления нефти и газа, определить зоны, перспективные для поисков скоплений нефти и газа в пределах Косью-Роговской впадины.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Текст изложен на 157 страницах машинописного текста, иллюстрирован 25 рисунками и 15 таблицами. Список литературы включает 136 наименований.
Автор благодарит за поддержку и ценные консультации сотрудников Отдела геологии горючих ископаемых Института геологии кандидатов г.-м.н. Т.В.Майдль, Е.О.Малышеву, Б.А.Пименова, к.г.-м.н. М.Ю.Острижного (филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз») и к.г.-м.н. Б.П.Богданова (ИГиРГИ).
Автор искренне признателен сотрудникам ООО «Севергазпром» А.А.Захарову, В.Л.Вдовенко, В.М.Юдину, В.В.Иванову, В.И.Антонову за оказанное содействие в проведенных исследованиях.
Особую признательность автор выражает своему научному руководителю д.г.-м.н. Н.А.Малышеву.
Выполнение работы было бы невозможно без постоянной поддержки к.г.-м.н. Л.А.Анищенко, которой автор искренне благодарен.
1. История изученности проблемы
В настоящее время существуют три основные группы методов прогноза (Прогноз месторождений..., 1981), результаты которых можно выразить качественно и количественно. В зависимости от используемых критериев их можно разделить на три группы: геологические, геофизические и геохимические. Первая группа относится к косвенным, а две другие считаются прямыми методами, так как они изучают различные показатели, отражающие ореолы рассеяния залежей нефти и газа или физические свойства самих залежей.
Прямые геохимические методы прогноза были предложены еще в 30-х годах. Они базируются на изучении пространственных закономерностей полей концентраций химических элементов и их соединений (главным образом УВ) в лито-, гидро-, атмо- и биосфере. В зависимости от конкретных поисковых задач, объекта опробования и вида аналитических определений используется пять методов: газовый, гидрохимический, биохимический, литогеохимический и битуминологический.
Прямые геофизические методы прогноза стали более приемлемыми в начале 70-х годов, после создания новой аппаратуры и методических разработок, что повысило точность и разрешающую способность геофизических исследований. Поиски, детализация и последующая интерпретация различных геофизических аномалий, обусловленных влиянием скоплений УВ, основываются на изменении физических свойств нефтегазонасыщенных пород-коллекторов относительно водонасыщенной их части, т.е. понижения плотности магнитной восприимчивости, повышения электрического сопротивления и поляризуемости, понижение скорости продольных сейсмических волн и др.
Геологические методы основаны на показателях, отражающих условия формирования и сохранения залежей, и подразделяются на объемно- генетические и сравнительно геологические (Наливкин и др., 1981).
Задача прогноза нефтегазоносности локальных структур состоит в получении наиболее реалистической оценки ожидаемого успеха поисков с использованием различных критериев. Критерии оценки нефтегазоносности в свою очередь делятся на тектонические, палеогеографические, литологические, геохимические и гидрогеологические. Ниже приводится краткий обзор работ, посвященных прогнозу нефтегазоносности локальных структур с помощью указанных критериев, как в различных нефтегазоносных бассейнах, так и в Тимано-Печорском бассейне в частности.
Тектонические критерии позволяют классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям, в которых протекают процессы генерации, эмиграции, миграции, аккумуляции и разрушения УВ и их залежей. Эти критерии подразделяются на структурные, палеотектонические и неотектонические.
Геоморфологические исследования до последнего времени являлись одним из направлений в научном обосновании геолого-поисковых работ на нефть и газ, прежде всего, на начальном этапе регионального изучения перспективных территорий и при выявлении локальных структур. Широкое развитие геоморфологических методов связано с разработкой структурно- геоморфологического анализа современного рельефа и учения о неотектонике (Проничева, Саввинова, 1980). Структурная геоморфология и неотектоника исследуют современный рельеф, новейшие отложения, выявляют морфоструктуры и их преобразования главным образом в неоген-четвертичное время. Применение палеогеоморфологических методов важно при поисках неантиклинальных зон распространения коллекторов и локальных ловушек, а также выявление древних погребенных структур на основе изучения форм палеорельефа. Структурно-геоморфологические исследования широко использовались исследователями при поисках нефтегазоперспективных зон и структур в пределах Тимано-Печорской провинции: В.Я. Авровым (восточный склон Южного Тимана), Б.Г.Должанским и М.П.Монаховым (центральная часть Печорской депрессии), П.Н.Сафроновым, В.А.Сорокиным и А.А.Ференс-
Сороцким (районы Малоземельной и Болынеземельской тундры), И.С.Муравьевым (Предуральский прогиб) и многими другими.
Оценка нефтегазоносности геологических объектов по палеотектоническим критериям сводится к определению максимальных глубин залегания слагающих разрез комплексов, позволяющих определить степень прогрева осадочных толщ и время формирования залежей, и соотношение морфологии унаследованных и новообразованных структур - отношение к вероятным путям миграции и определение времени переформирования залежей.
Палеотектонические исследования нижнекаменноугольных толщ в Пермском Приуралье, выполненные К.С.Шершневым (1971) на основе анализа мощностей, позволили выявить зоны нефтегазонакопления и дать рекомендации на поиск нефтяных и газовых месторождений на бортах Камско- Кинельской системы прогибов и на палеоподнятиях внутри ее.
Палеотектонические реконструкции проводились Л.И.Беловой и
Л.Соенко (1984). Ими были освещены особенности формирования и размещения зон нефтегазонакопления силурийско-нижнедевонского комплекса в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Анализ проводился по подошве силурийских отложений к началу семилукского времени, визейского и кунгурского веков, триасового и юрского периодов. В работе были рассмотрены пространственно-временные особенности рассматриваемой поверхности, выделены очаги генерации и зоны с благоприятными условиями для возможной аккумуляции, при сопоставлении с геохимическими данными установлено время начала генерации УВ. Подобный анализ, но уже по территории Хорейверской впадины был выполнен С.Н.Горецким, В.Л.Соенко,
П.Тюнегиным (1985) - установлено время образования зоны генерации УВ; возраст УВ и время их генерации, участвовавших в формировании залежей УВ; направление зональной миграции; определены зоны нефтегазонакопления неструктурного типа.
Палеотектонические реконструкции с использованием компьютерной обработки (построение палеоструктурных карт) для Тимано-Печорской провинции впервые были проведены сотрудниками ВНИГРИ (Водень, Должанский, Старостин, 1982). По этим картам проведен анализ и оценка условий генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. По результатам проведенных исследований установлено пространственно-временное распространение очагов генерации УВ и откорректированы прогнозы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.
Палеотектонический анализ (построение палеотектонических профилей) отложений ордовикско-нижнедевонского комплекса в зоне сочленения Колвинского мегавала с Хорейверской впадиной показал, что наиболее благоприятными для формирования коллекторов и обнаружения здесь залежей УВ являются древние погребенные поднятия (Малышев, Пинчук, 1992).
Палеогеографические, литологические критерии
Эти критерии нефтегазоносности дают возможность классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям формирования осадочных разрезов и фильтрационным свойствам слагающих его горных пород.
Распределению нефтегазоносности по площади и разрезу посвящено немало работ, основанных на исследовании литофациальных характеристик осадочных толщ, условий их формирования и распространения (В.А.Разницын,
А.Чернов, В.Я.Авров, В.А.Аношин, Б.Я.Вассерман, Н.В.Сазонов,
Г.Васильев, С.И.Еловников, А.А.Ханин, Н.А.Горнштейн, В.А.Горошкова, В.И.Богацкий, А.К.Войтович, В.А.Дедеев, В.А.Сорокин, А.В.Дуркина, Н.В.Кузнецова, Д.А.Саар, Л.И.Филиппова, В.А.Чермных, Г.В.Чернявский, А.А.Бакиров, Г.Е.Рябухин, С.И.Голованова, Л.А.Польстер, М.С.Шлейфер, А.Я.Кремс, А.И.Матвиенко, Ф.И.Енцова, Б.Н.Любомиров, А.П.Агишев, П.И.Сувейздис, П.Т.Савинкин, А.В.Соломатин, Е.Б.Шафран, Б.И.Тарбаев и многие другие).
Комплексирование критериев оценки
Очевидно, что за счет комплексирования различных геологических методов, учитывающих количественные морфологические показатели, историко-генетическое развитие структур и др., качество прогноза перспективных на нефть и газ объектов повышается.
Применение историко-генетического анализа при решении проблем нефтегазоносности локальных поднятий позволяет выяснить временные соотношения процессов нефтегазообразования. Для этого Б.А.Соколовым и Е.П.Ларченковым (1981) предложено построение генерационно- аккумуляционного хроноблока, который представляет собой совмещенную модель прогрева и изопахического треугольника на примере локальных поднятий в Среднерусском и Лено-Вилюйском нефтегазоносных бассейнах. При помощи анализа эволюции вертикальной генерационной зональности и палеоструктурного анализа Польстером, Наместниковым и Шереметьевым была рассмотрена известная и возможная продуктивности ловушек в пермских отложениях восточных районов Центрально-Европейского нефтегазоносного бассейна. Подобные исследования проводились Сидниковым на примере Сурханьдарьинской мегансинклинали в кайнозое.
Весь комплекс геологических критериев оценки перспектив нефтегазоносности в пределах Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна был применен в исследованиях тематических партий из ВНИГРИ, ИГИРГИ, УТЭ и др. (Адрианова К.И., Бибик А.Е., Войтович А.К., Горячева Л.П., Дедеев В.А., Домрачев С.М., Дуркина A.B., Иванов A.B., Коновалова М.В., Креме А.Я., Кушнарева Т.И., Любомиров Б.Н., Мотовилов П.И., Несмелова З.Н.,Рахманов К.Ф., Сливкова Р.П.,Соловьева Л.З., Султанаев A.A., Солнцев O.A., Цзю З.И., Филиппова Л.И., Шиманский ВЛ., Монахов М.П., Богацкий В.И., Никонов Н.И., Белякова Л.Т. и др.).
Сравнительный анализ, проведенный В.А. Разницыным (1967) Тимано- Печорской провинции с Волго-Уральской и Тюменской позволил выделить впадины Предуральского краевого прогиба в качестве первоочередных объектов для поисков газа, а восточную часть Печорской депрессии - для поисков нефти. По аналогии с Волго-Уральской областью и ЗападноСибирской НГП, обуславливаются высокие перспективы ТПП. В частности, высокие перспективы по газу связываются с наличием обширного Печорского угольного бассейна. В связи с этим наибольший интерес представляет Косью- Роговская и Коротаихинская впадины, подчеркивалось А.Я.Кремсом (1969). Сопоставление геологических условий на Вуктыльской и Усинской площади в пределах южных и центральных частей ТПП выделены районы с различной перспективностью, к наиболее перспективным отнесена территория между поднятием Чернышева и Колвинским валом, в частности, Среднемакарихинская структура (Матвиенко, Сазонов, 1970). Анализ структурно-тектонических и палеогеографических критериев Хорейверской впадины позволил Б.И.Тарбаеву (1970) установить высокую перспективность оконтуренных сейсморазведкой крупных брахиантиклиналей, а также предположить о наличии залежи легкой нефти. Анализ литофаций и палеоструктур позволил М.И.Островскому и Д.Л.Фрухт (1989) установить закономерные соотношения литофациальных, палеотектонических факторов и особенностей раздельного размещения газоконденсатных, газовых залежей по сравнению с нефтяными по отдельным комплексам осадочных пород.
С середины 60-х годов при решении прогнозных задач в геологии стали применяться математические методы. В 1965 г. вышла работа Р.И. Быкова и А.И. Холина, посвященная прогнозу нефтегазоносности локальных структур с использованием одного из алгоритмов распознавания образов, которая положила начало этому циклу исследований. Использование математического аппарата и ЭВМ обеспечило быстроту и воспроизводимость результатов прогноза, возможность применения большого количества показателей (В.И.Аронов, В.П.Бухарцев, Ю.А.Будянский, Н.И.Воронин, Дж.Девис, У.Крамбейн, Ф.Грейбилл, Р.Миллер, Дж.Кан, Дж.Харбуж, Г.Бонем-Картер, И.П.Шарапов и др.).
Существенную роль в развитии геолого-математических методов прогноза нефтегазоносности сыграли многие исследователи: М.Д.Белонин, В.П. Бухарцев, А.М.Волков, А.Э.Конторович, А.И.Холин, и др. Изложены методологические основы способов прогноза нефтегазоносности локальных поднятий («Анализ влияния различных...», 1971; «Анализ схем формирования...», 1977; «Геолого-математические...», 1980; Кабышев, Чупрынин, 1984; «Комплексный локальный прогноз...», 1981; «О возможностях прогнозирования...», 1987; Палий и др., 1986; «Прогнозирование нефтегазоносности...», 1987; «Региональный и локальный прогноз...», 1987; Сверчков, 1985; Харбух и др., 1981). Авторы подчеркнули важность и необходимость решения прогнозных задач на генетической, модельной основах и предложили комплексирование методов оценки перспективности объектов (Галкин, Жуков, Шишкин, 1992; Галкин, Лядова, Галкин, 1996).
Исследованиями локальных структур в связи с их нефтегазоносностью на территории Тимано-Печорской провинции занимался Г.Д.Удот. Им опубликовано немало работ по этой тематике (Удот, 1971, 1973, 1975 и др.). Г.Д.Удотом приведена классификация локальных поднятий палеозойского и мезозойско-кайнозойского времени заложения. В основу классификации заложены как морфологические параметры, отражающие размеры структур, так и историко-генетические - «рост» поднятий, выраженность в осадочном чехле. Установлена связь размещения нефтяных и газовых месторождений с определенными морфо-генетическими типами локальных структур.
В последнее время комплексирование критериев и методов оценки нефтегазоносности локальных структур широко распространено и применяется для предлицензионной оценки выделенных структур. Вызвано это стремлением повысить уровень обоснованности технико-экономических предложений на выход в перспективные районы, избегая тем самым крупных финансовых вложений на бурение глубоких непродуктивных скважин. Этому посвящено немало работ. Как правило, задачей такого комплексного исследования является создание модели, отражающей как генезис самой структуры и зоны, в пределах которой она располагается в структурном плане, так и процессов флюидообразования и условий формирования осадочного разреза. Так, в пределах юго-западной окраины Прикаспийской впадины группой исследователей (Бочкарев и др., 2001) создана модель теплового режима, и, как следствие, сделан фазовый прогноз состояния пластовых флюидов по разрезу с учетом литологических характеристик каменноугольных отложений зоны сочленения кряжа Карпинского и Прикаспийской впадины. Рассматриваемая территория в итоге оценена по степени перспективности, как по площади, так и по разрезу.
Наиболее благоприятными для создания моделей, на наш взгляд, с точки зрения геолого-геофизической изученности, большого количества материала по бурения и т.п. является территория Западной Сибири. Неудивительно, что работы с подобного рода тематикой наиболее распространены именно по этому региону. Для открытия новых перспективных ловушек необходимо детальное изучение уже открытых месторождений для сравнительного анализа территорий. К примеру, историко-генетическая модель формирования залежей нефти Приобского месторождения Западной Сибири, в основе создания которой лежит применение программного комплекса Basin Modelling. По мнению автора работы (Немченко, 2000), этот комплекс позволяет создать модель оценки углеводородного потенциала на основе моделирования истории погружения и прогрева осадочного разреза территории. Проведенный автором комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить нефтеперспективные зоны развития клиноформ в непосредственной близости от Приобского месторождения.
В пределах изучаемого региона за последнее время проводились исследования, с применением комплексного анализа критериев при оценке нефтегазоносности (Мотузов, 1990; Воинов, Сивков, 1984, 1985, 1987, 1990, 1997; Острижный, 1998, 1999; Острижный, Шутов, 1997; Дьяконов, Дедеев, Родыгин и др., 1995).
Историко-генетический подход применялся С.Н. Сивковым (1987) при оценке перспектив нефтегазоносности КРВ. Им был проведен ретроспективный анализ образования и накопления УВ, оценены потенциальные ресурсы этой территории. Определены наиболее перспективные районы для поисков нефти и газа - внешний борт прогиба, в пределах которого ловушками для УВ могут являться малоамплитудные поднятия, тектонически экранированные ловушки и рифогенные образования. В пределах внутреннего борта газовые залежи могут быть приурочены к поднадвиговым поднятиям. Основным этапом нефтегазообразования для ордовикско-нижневизейских отложений, по мнению автора, является начало раннепермской эпохи, вышележащих пород - артинско-триасовое время.
М.Ю.Острижным (1999) на основании проведенного анализа литологических и тектонических показателей выделены перспективные нефтегазоносные зоны (в пределах поднятия Чернышева, Лемвинского поперечного опускания и Кожимского поперечного поднятия). Обозначены наиболее перспективные структуры, приуроченные к взбросо-надвиговым дислокациям в пределах этих зон: Воргамусюрская и Поварницкая, Восточно- Лемвинская и Юньяхинская, Сывьюская и Юраюская соответственно. Автором было уточнено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование приполярных районов Предуральского краевого прогиба и оценены ресурсы свободного газа.
Таким образом, комплексное применение критериев оценки нефтегазоносности геологических объектов позволяет получить наиболее полную картину онтогенеза УВ на выбранных территориях. Поэтому представляется совершенно необходимым провести анализ геологического, геофизического и геохимического материала и создать пространственно- временную модель развития структурного плана впадины и ее термической истории, которая позволила бы более полно воссоздать условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Геолого-геофизическая изученность
В настоящее время существуют три основные группы методов прогноза (Прогноз месторождений..., 1981), результаты которых можно выразить качественно и количественно. В зависимости от используемых критериев их можно разделить на три группы: геологические, геофизические и геохимические. Первая группа относится к косвенным, а две другие считаются прямыми методами, так как они изучают различные показатели, отражающие ореолы рассеяния залежей нефти и газа или физические свойства самих залежей.
Прямые геохимические методы прогноза были предложены еще в 30-х годах. Они базируются на изучении пространственных закономерностей полей концентраций химических элементов и их соединений (главным образом УВ) в лито-, гидро-, атмо- и биосфере. В зависимости от конкретных поисковых задач, объекта опробования и вида аналитических определений используется пять методов: газовый, гидрохимический, биохимический, литогеохимический и битуминологический.
Прямые геофизические методы прогноза стали более приемлемыми в начале 70-х годов, после создания новой аппаратуры и методических разработок, что повысило точность и разрешающую способность геофизических исследований. Поиски, детализация и последующая интерпретация различных геофизических аномалий, обусловленных влиянием скоплений УВ, основываются на изменении физических свойств нефтегазонасыщенных пород-коллекторов относительно водонасыщенной их части, т.е. понижения плотности магнитной восприимчивости, повышения электрического сопротивления и поляризуемости, понижение скорости продольных сейсмических волн и др.
Геологические методы основаны на показателях, отражающих условия формирования и сохранения залежей, и подразделяются на объемно- генетические и сравнительно геологические (Наливкин и др., 1981).
Задача прогноза нефтегазоносности локальных структур состоит в получении наиболее реалистической оценки ожидаемого успеха поисков с использованием различных критериев. Критерии оценки нефтегазоносности в свою очередь делятся на тектонические, палеогеографические, литологические, геохимические и гидрогеологические. Ниже приводится краткий обзор работ, посвященных прогнозу нефтегазоносности локальных структур с помощью указанных критериев, как в различных нефтегазоносных бассейнах, так и в Тимано-Печорском бассейне в частности.
Тектонические критерии позволяют классифицировать нефтегазоносные объекты по условиям, в которых протекают процессы генерации, эмиграции, миграции, аккумуляции и разрушения УВ и их залежей. Эти критерии подразделяются на структурные, палеотектонические и неотектонические.
Геоморфологические исследования до последнего времени являлись одним из направлений в научном обосновании геолого-поисковых работ на нефть и газ, прежде всего, на начальном этапе регионального изучения перспективных территорий и при выявлении локальных структур. Широкое развитие геоморфологических методов связано с разработкой структурно- геоморфологического анализа современного рельефа и учения о неотектонике (Проничева, Саввинова, 1980). Структурная геоморфология и неотектоника исследуют современный рельеф, новейшие отложения, выявляют морфоструктуры и их преобразования главным образом в неоген-четвертичное время. Применение палеогеоморфологических методов важно при поисках неантиклинальных зон распространения коллекторов и локальных ловушек, а также выявление древних погребенных структур на основе изучения форм палеорельефа. Структурно-геоморфологические исследования широко использовались исследователями при поисках нефтегазоперспективных зон и структур в пределах Тимано-Печорской провинции: В.Я. Авровым (восточный склон Южного Тимана), Б.Г.Должанским и М.П.Монаховым (центральная часть Печорской депрессии), П.Н.Сафроновым, В.А.Сорокиным и А.А.Ференс Сороцким (районы Малоземельной и Болынеземельской тундры), И.С.Муравьевым (Предуральский прогиб) и многими другими.
Оценка нефтегазоносности геологических объектов по палеотектоническим критериям сводится к определению максимальных глубин залегания слагающих разрез комплексов, позволяющих определить степень прогрева осадочных толщ и время формирования залежей, и соотношение морфологии унаследованных и новообразованных структур - отношение к вероятным путям миграции и определение времени переформирования залежей.
Палеотектонические исследования нижнекаменноугольных толщ в Пермском Приуралье, выполненные К.С.Шершневым (1971) на основе анализа мощностей, позволили выявить зоны нефтегазонакопления и дать рекомендации на поиск нефтяных и газовых месторождений на бортах Камско- Кинельской системы прогибов и на палеоподнятиях внутри ее.
Анализ структурного плана Косью-Роговской впадины
В качестве наиболее древней поверхности выбрана поверхность отложений силура. К началу доманикового времени основная часть Косью-Роговской впадины по кровле силурийских отложений представляла собой моноклиналь (рис.3.1.), слабо расчлененную в центральной части (скв.1 и 25-Кочмес). Глубина ее залегания составляла 400-600 м. Более сложный структурный план поверхности силурийских отложений был характерен для южной и северной частей Косью-Роговской впадины. На юге отчетливо выделялась серия положительных структур (Поварницкая, Неченская, Кымбожьюская и Сывьюская). Первые три из них, возможно, имели продолжение к западу в направлении современного поднятия Чернышева. На юге впадины моноклинальный облик строения через флексуру сменялся отрицательной структурой в виде палеодепрессии с отметками -1200 м, -1600 м.
На севере рассматриваемой территории расчлененность силурийской поверхности была обусловлена развитием мелких куполов, сопряженных с
Верхнероговского поднятия был проявлен валообразный выступ, осложненный седловиной. Восточную часть Воркутской ступени занимал наиболее приподнятый уступ, раскрывающийся в направлении Коротаихинской впадины (район скв. 1-Юньяга).
В целом Воркутская ступень по силурийским отложениям к доманиковому времени была выражена в виде прерывистой цепочки куполовидных и валоподобных поднятий, разделенных локальными отрицательными структурами. К юго-востоку от современного склона Воркутской ступени отчетливо обособилась крупная впадина с отметками залегания поверхности силурийских пород -1400 и -1600 м (северная часть Микитьюской палеодепрессии).
К востоку и юго-востоку от скв.1-Романьель моноклиналь полого сменялась палеодепрессией с двумя отдельными зонами прогибания в районе Кожыма и на Лемвинском участке.
Таким образом, структурный план кровли силурийских отложений к доманиковому времени представлял собой полого наклоненную моноклиналь. Локальные поднятия обозначились на Юньягинской, Поварницкой, Неченской, Кымбожьюской, и Сывьюской площадях.
К началу визейского времени произошла некоторая перестройка структурного плана. В целом, как и на предыдущем этапе, в центральной части КРВ сохранилось моноклинальное залегание пород (рис.3.2.). Ряд положительных структур продолжал унаследовано развиваться. При этом произошло увеличение их размеров (Нерцетинская, Берганты-Мылькская, Кочмес-Поварницкая). Отличительной чертой развития структурного плана явилось появление южнее Пальникшорской структуры крупного палеовала простиравшегося с северо-востока на юго-запад, т.е. в рассматриваемой части впадины происходит смена знака тектонических движений с отрицательного на положительный. В доманиковое время здесь только намечался рост куполовидных структур, а в течение визейского века сформировался вал. Смена знака отрицательных движений на положительные движения (или замедление процессов осадконакопления) проявилось и на севере КРВ, где обособились положительные палеоструктуры: Восточно-Ярвожская (-800 м), Уральская на востоке Микитъюская зоны (-800 м) и Нерцетинская (-800 м).
Для юго-востока (Интинско-Кожимской) и южного замыкания впадины была характерна унаследованность прогибания и расширение зон палеодепрессий. Общий наклон внутренней зоны (юго-восточная часть) был направлен к востоку (глубина погружения до 2800 м). На фоне погружения поверхности силурийских отложений КРВ на юго-восток и восток в северозападной части обособляется наиболее приподнятая Берганты-Мылькско- Нерцетинская структурная зона. Возможно, к визейскому времени эта структурная зона представляла собой единое многокупольное поднятие, осложненное разломом.
В артинское время центральная часть впадины, особенно Берганты- Мылькско-Нерцетинская зона, унаследовала свое приподнятое положение и характеризовалась пологим залеганием отложений на отметках около -2000 м (рис.3.3.). Унаследовано развивались крупные, но менее амплитудные положительные структуры (Неченско-Поварницко-Кочмеское поднятие, Берганты-Мылькская, Нерцетинская). Берганты-Мылькско-Нерцетинская зона характеризовались разноамплитудным строением. Ее южный участок (Берганты-Мылькский) был приподнят, а Нерцетинский - опущен.
Нефтегазоматеринские толщи
При оценке вертикальной зональности катагенеза по разрезу отдельных скважин используются сведения о палеотемпературных градиентах. Согласно методическому руководству (РД-39-9-134-79) методом наращивания мощностей стадий катагенеза при соответствующем градиенте строятся катагенетические разрезы и вычисляется значение ПОВ на любой стратиграфический или гипсометрический горизонт. Глубины проявления стадий катагенеза определялись нами по фактическим данным ПОВ в породах конкретных разрезов, экстра- или интерполяцией по палеотермограммам В.П.Куклева (1993) и таблицам и графику, приведенному в работе Д.В.Макарова (1988), а также по выявленным нами Яа от палеотермического градиента (рис.4.2.).
По отдельным фактическим замерам ПОВ и расчетным модельным данным были построены карты катагенетической зональности РОВ в нижнедевонских, доманиковых, визейских и артинских отложениях. Наиболее катагенетически преобразованное ОВ выявлено в южной части впадины (район Сывьюской депрессии) и вдоль восточного ее борта. Степень преобразованности РОВ нижнедевонских отложений изменяется от МК4 до АКЬ
Как указывалось выше, степень катагенетической преобразованности РОВ осадочных толщ КРВ в целом понижается в западном направлении. Так, по поверхности преобразованность РОВ в кровле силурийских отложений варьирует от стадий МК3-МК4 в западной части впадины (Кочмеский, Бергантымылькский районы) до начальных стадий апокатагенеза в ее восточной и южной частях (Пальникшорско-Западно-Ярвожский и Сывьюский районы) (рис.4.3.). По подошве доманиковых отложений, степень катагенеза в районе Сывьюской и Пальникшорской площадей достигала градации МК5, уменьшаясь к западу до МК3. Основная тенденция понижения степени преобразованности РОВ наблюдается и по подошвам визейских и артинских отложений. Степень катагенной преобразованности РОВ визейских толщ в пределах внутреннего восточного борта впадины достигает начала МК5, артинских отложений начала МК4 и уменьшается в указанных толщах в западном направлении до МК3-МК2 (рис.4.4.).
Карты преобразованности РОВ позволяют оценить возможное фазовое состояние автохтонных залежей УВ в ловушках различных нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) ордовикско- нижнедевонского комплекса в западной части впадины не вышли из главной зоны генерации нефти, а в восточной достигли зоны генерации «сухих» метановых газов (рис.4.3.). НГМТ среднефранско-турнейского комплекса на внешнем борту впадины прошли зону «нефтяного окна», а в пределах внутреннего борта достигли фазы генерации газоконденсата (рис.4.3.).
