Особенности применения методики оценки рисков при обосновании перспектив нефтегазоносности доманиково-турнейских карбонатов (Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн)

Каждое решение в геологоразведке связано с рисками, обусловленными разной степенью неопределенности. Анализ рисков на любом этапе геолого-разведочных работ представляет собой количественную оценку факторов, критичных для формирования и сохранности залежи УВ. Целью анализа рисков геолого-разведочных проектов является оценка вероятности открытия месторождения (залежи УВ), т. е. оценка вероятности геологической успешности (Рg) [1].

Методика оценки рисков заключается в следующем: каждый из геологических признаков рассматривается как независимая величина, характеризующаяся вероятностью в диапазоне от 0 до 1 (либо в процентах) в зависимости от степени уверенности геологов в том или ином факторе риска. Как правило, степень уверенности определяется надежностью источника информации (кондиционные, косвенные и ограниченные данные) и профессиональным опытом геологов в оценке геологических признаков. Последовательное перемножение вероятностей наличия всех геологических признаков дает в результате число в долях единицы (либо в процентах), эквивалентное вероятности наличия скопления углеводородов — Рg. В соответствии с этим Рg = 1 характеризует выявленное месторождение, а Pg = 0 свидетельствует о том, что открытие невозможно.

Вариативность величины Рg напрямую связана с этапностью геолого-разведочных работ, причем изменения значений по мере увеличения объема геологической информации возможны как в сторону увеличения вероятности успеха, так и в сторону ее снижения.

Условные диапазоны изменений значений степени геологической успешности (в случае оптими-

стичного прогноза) на разных стадиях регионального, поисково-оценочного и разведочного этапов геолого-разведочных работ приведены в таблице.

Для оценки и ранжирования всех рассматриваемых структур с точки зрения коэффициентов успешности в статье введены условные граничные значения Pg: < 10 % — крайне рискованные; 10– 15 % — рискованные; 15–20 % — умеренного риска (рекомендуемые); 20 % — низкого риска (первоочередные) (рис. 1).

Применение данной методики особенно актуально при изучении новых нетрадиционных нефтегазоносных комплексов (НГК) и территорий. К ним относятся и доманикиты Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (НГБ).

Доманикиты — это комплекс горных пород осадочного происхождения позднедевонского возраста, образование которых происходило в пределах некомпенсированных впадин шельфовых частей пассивных окраин континентальных склонов (рис. 2). Они представлены глинисто-карбонатными и битуминозными сланцами, богатыми ОВ, с содержанием Сорг 10 % и более. Доманикиты являются нефтегазоматеринскими породами с высоким нефтегазопроводящим потенциалом (> 500 г/м3). Площадь их распространения в Тимано-Печорском НГБ составляет более 250 тыс. км2. Залежи нефти и газа установлены на целом ряде площадей: Верхне-Грубешорской, Ба-ганской, Юрвож-Большелягской, Вуктыльской и др. Доманикиты входят в состав единой генетически связанной системы разнофациальных зон домани-ково-турнейского НГК.

Особенности строения залежей обусловлены нестандартными условиями их формирования, а именно:

– доманикиты являются в одно и то же время и нефтегазоматеринскими породами, и породами, где

Таблица. Диапазоны изменения вероятности геологической успешности Table. Geological chance of success: ranges of variation

Геолого-разведочные работы				Pg, %
Этап	Стадия	Объект	Задачи
Региональный	Прогноз нефтегазоносности	Осадочные бассейны и их части	Выделение нефтегазоперспективных районов и зон. Оценка прогнозных ресурсов категорий Д2 и частично Д1	5–12,5
	Оценка зон нефтегазо-накопления	Нефтегазоперспективные зоны и зоны нефте-газонакопления	Ранжирование нефтегазоперспективных районов по степени очередности проведения поисковых работ. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д1 и частично Д2
Поисково-оценочный	Выявление объектов поискового бурения	Районы с установленной или возможной нефтегазоносностью	Оценка прогнозных локализованных ресурсов категории Д1л. Выделение первоочередных поисковых объектов	12,5–25
	Подготовка объектов поискового бурения	Выявленные ловушки	Оценка перспективных ресурсов категории C3
	Поиски и оценка месторождений (залежей)	Подготовленные к поисковому бурению ловушки и открытые месторождения (залежи)	Установление наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа. Геометризация залежей и подсчет запасов категорий С2 и частично С1	25–50
Разведочный		Месторождения (залежи) нефти и газа	Уточнение контуров залежей, геологических и извлекаемых запасов УВ категорий С1 и частично С2	50–80

Рис. 1. Коэффициенты успешности по Северо-Предуральской НГО

Fig. 1. Success ratio over the North-Urals Petroleum Region

Граничные значения Pg, % ( 1 – 4 ): 1 — > 20 (низкий риск), 2 — 15–20 (умеренный риск), 3 — 10–15 (рискованные), 4 — < 10 (крайне рискованные)

Pg cutoff values, % ( 1 – 4 ): 1 — > 20 (low risk), 2 — 15–20 (moderate risk), 3 — 10–15 (risky), 4 — < 10 (extremely risky)

Рис. 2. Модель строения генетической системы доманикитов

Fig. 2. Structural model of Domanikites genetic system

1 — отражающие горизонты; 2 — стратиграфические границы; 3 — литологическое замещение; 4 — тектонические нарушения; отложения ( 5 – 9 ): 5 — рифогенные, 6 — мелководно-шельфовые карбонатные, 7 — толщи заполнения, 8 — внутриатолловые, 9 — доманикоидные

1 — reflecting horizons; 2 — stratigraphic boundaries; 3 — change in lithology; 4 — tectonic faults; deposits (5–9): 5 — reef, 6 — shallow-water—shelf carbonate, 7 — filling series, 8 — internal of atoll, 9 — Domanikoid происходит аккумуляция УВ и образование залежей без дальней латеральной миграции;

– залежи часто не контролируются структурным фактором и приурочены к зонам разуплотнения, образованным в основном за счет вторичных тектонических и гипергенных процессов.

Применение методики оценки рисков геологических процессов для доманикитов имеет свои особенности.

Рассмотрим пример.

Объект исследований — Северо-Предуральская нефтегазоносная область (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП).

Цель исследований — выделение перспективных объектов для поисков залежей УВ в верхнедевонских карбонатных отложениях (доманикитах), оценка их ресурсного потенциала, анализ геологических рисков и выбор приоритетных направлений и методики геолого-разведочных работ.

Исходные данные — материалы сейсморазведки, полученные методом общей глубинной точки (МОГТ) 2D, 3D, информация по скважинам, результаты палео-тектонических, литофациальных и сейсмостратигра-фических исследований.

Северо-Предуральская НГО приурочена к северной части Предуральского краевого прогиба. В составе НГО выделено девять нефтегазоносных районов (НГР): Воркутский, Хоседаю-Воргамусюрский, Коч-месский, Интинско-Лемвинский, Большесынинский, Среднепечорский, Вуктыльский, Верхнепечорский и Курьинско-Патраковский (рис. 3). По соотношению потенциальных ресурсов нефти и газа область является преимущественно газоносной, началь- ные перспективные ресурсы составляют: по газу — 2404 млрд м3, по нефти — 725 млн т.

Газонефтеносность доказана в интервале средний девон – верхняя пермь. В карбонатных отложениях верхнего девона открыто семь месторождений: нефтяные — Нерутынское, Хоседаю-Неруюское, Суборское; нефтегазоконденсатные — Западно-Соплес-ское, Восточно-Пыжьельское, Юрвож-Большелягское и Вуктыльское (крупное).

К настоящему времени территория НГО неравномерно изучена сейсморазведкой и бурением. Объем сейсморазведки МОВ (методом отраженных волн) + МОГТ-2D + МОГТ-3D составляет 78476,7 км; плотность сейсморазведки — 1,168 км/км2, бурения — 28 м/км2. Большая часть объектов НГО находится в нераспределенном фонде недр.

Авторы данной статьи на базе материалов ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет» (кафедра поисков и разведки месторождений полезных ископаемых) и с ФГБУ «ВНИГНИ» провели оценку рисков геологических процессов и ранжирование перспективных объектов в доманиково-турнейском НГК, в том числе доманики-тах Северо-Предуральской НГО.

Расчет геологической успешности проводился с учетом анализа семи факторов, сгруппированных для характеристики УВ-систем и ловушек: нефтегазоматеринская порода (наличие и зрелость), коллектор (условия осадконакопления), покрышка (наличие), ловушка (достоверность выделения), качество продуктивного пласта, миграция УВ и сохранность залежи.

Приведем краткую характеристику обоснования факторов геологической успешности для каждого из НГР Северо-Предуральской НГО.

Рис. 3. Выкопировка из схемы тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской НГП (ТП НИЦ, 2012)

Fig. 3. Fragment of the scheme of tectonic and oil and gas geological zoning, Timan-Pechora Petroleum Province (TP NITs, 2012)

63°

:

НPМ 14

СЫК 02429 НP Средне-

К 01809 Н

К 02168 НП

ЫК 01749НЭм

15016 НЭ

З2 ¹

PМ 00642 Н

-ая _К16

НPМ 00653 НР

М2 ³

СЫК _З 017 ₂ 50_ЮНЭ_ж

остренская

Восточно-

аостренская

Вожаельская

Западно-Вашуткинская

Панэчатинская

Степковожская

-Усть-Пяйюская

2 НР      К₁ ⁹ Южно-

Степковожское

Кыктысская

PМ 00646 Н

Юраюская

НРМ 15812 НП

еСеверо-

Л2

Л4

Хо

Падимейская-II

М1 ¹

Л4 ²

Западно-Падимейская

Ямботысская

Нядейтинская

Кушвожская

Западно-Кушвожская

Северо-Роговская

Верхнероговская

Западно-Роговская

Восточно-

Роговская

Южно-Рогов

НРМ 00761 Н

МОГО "

Ярвожская

Западно-Ярвожская

Южно-

Ярвожская-I

Южно-

Ярвожская-II

Кебылаюска (купол а)

Кебылаюск

М1 ⁴

Юньягинская

М2 ⁴

Воргамусю

М3 ³

Верхнеольховейская

Кебылаюска (купол в)

(купол б

в. купол)

К 02080 Н

Воравожская

о-Воргамусюрская

Пальникшорская

Харутамылькская

СЫК 0246

Западно-Поварницкая

К02261 НП

М3 ¹

СЫК02464

СЫК02465 НП

СЫК 02463 НП

СЫК 01885 НП

Романъельское

Романъельская-II

Юньяхинская (автохтон)

Юньяхинска

57°

Северо-

СЫК 12639 НЭ

З2 ⁸

М2 ⁵

О1 ¹

З ^Ж вери 2 не ⁹ цк

Южно

К 02192 Н Южно-

Южно-

Кырьюгинская

Лекъюская

02582 Н

Белоюская

1 НЭ

Северо-Керкавожская

ое _Ж15

СЫК 13216 Н

Id 1 1      ■

СЫК 02361 Н Западно-

СЫК 02362 НЭ

Северо-Кожвинское

СЫК 024 Юбилейная

Ми ₈ шъ

СЫК 00197 НЭ

ая СЫК 00197 НЭ

-Чикшинское

СЫК02540НР

Южно-

Маръельска

Новая

Малокожв Южно-

К 02572 Н

Северо-Лыаюская

Южно-

Южно-Лыаюская

СЫК

14486 НЭ

Шоръельская

СЫК

СЫК

СЫК 15912 НР

5 НP

Гришал

Кушнюрск

^Д5 ⁶

К 02460 Н

02322 НП

Джебольское

УсиОюнссврксаакняоье-

К 02446 Н

Вяткинская

Южно-

Э

Южно-

К 02357 НЭ

Западно-

Югидская

Белая

СЫК 12337 НЭ

Еджидъюска

Восточ

М2 ⁶

Нижненеченская-II

СЫК 14

СЫК 02580 НП

ападно-

М3 ⁴

Пармаюская

63°

Ермаковская

Припечорская М5

К 02360 Н

М5 ²

66°

участо

О1

Северо-Аранецкая

М4 ³

Южно-Аранец

М4 ⁴

1 — Северо-Предуральская НГО; 2 — НГР; границы

Еграельская m. |

Козланюрская

Вуктыл

М6 ¹

Таежна

Верхнелягск

Юрвож-

М5 ¹

О1 ²

Восточно-

I       Ln

Югид-

М6 ³

О1 ³

Гудырвожска

М6 ²

М6 ⁴

О1 ⁴

( 3 – 8 ): тектонических элементов : 3 — надпорядко-

вых, 4 — I порядка, 5 — II порядка; 6 — НГО; 7 — НГР;

8 — административная; месторождения ( 9 – 11 ): 9 —

нефтяные, 10 — газовые и газоконденсатные, 11 —

нефтегазовые и нефтегазоконденсатные; структуры

( 12 – 14 ): 12 — в процессе бурения, 13 — выявлен-

ные, 14 — подготовленные к бурению; 15 — контур

работ.

НГР Северо-Предуральской НГО: 9-1

кутский, 9-2

Вор-

Хоседаюско-Воргамусюрский,

9-3 — Кочмесский, 9-4 — Интинско-Лемвинский,

9-5 — Большесынинский, 9-6 — Среднепечор-

ский, 9-7 — Верхнепечорский, 9-8 — Вуктыльский,

9-9 — Курьинско-Патраковский

1 — North-Urals Petroleum Region; 2 — Petroleum

District; boundaries ( 3 – 8 ): tectonic elements : 3 — super-

Джебольское СЫК 02571 НЭ

I л _Д ьск ₅ о ₇ е  СЫК 02571 НЭ

Среднемы лв инская

Прилукское

Среднепальюская (с.к

Среднепальюская (ю. к.)

order, 4 — I-st order, 5 — II-nd order; 6 — Petroleum

Мылвинская-I

Г2

Тыбьюская

ьюская        Дозмерская кая        Дозмерская

Северо-Курьинская

Рассохин

Анельская-II

П1

алльа)ска

Region; 7 — Petroleum District; 8 — administrative;

fields ( 9 – 11 ): 9 — oil, 10 — gas and gas condensate,

11 — oil and gas, and oil, gas and condensate; structures

( 12 – 14 ): 12 — drilling at the time of writing the paper,

М6 ⁵

Пачгинска

10-

70 км

57°

13 — identified, 14 — prepared to drilling; 15 — outline

of study area.

Petroleum District of the North Urals Petroleum Region:

9-1 — Vorkutsky, 9-2 — Khosedayusko-Vorgamusyursky,

Kochmessky, 9-4

Intinsko-Lemvinsky,

М6 ⁶

М6 ⁷

О1

Пермский

край

9-5 — Bol’shesyninsky, 9-6 — Srednepechorsky, 9-7 —

Verkhnepechorsky, 9-8 — Vuktyl’sky, 9-9 — Kur’insko-

Patrakovsky

Воркутский НГР . Вероятность геологического успеха оценена для крупной Ярвожской структуры.

В результате оценки качества объектов по степени вероятности существования эта структура отнесена к «надежным», плотность сейсмических профилей составляет 0,9–0,95 км/км2.

С точки зрения наличия и качества природного резервуара по результатам бурения установлен благоприятный для аккумуляции УВ рифогенный тип разреза. Ярвожская структура находится в области барьерного рифового пояса. По результатам бурения разрез представлен известняками и доломитами, водорослевыми и органогенно-детритовыми, неравномерно перекристаллизованными, пористо-кавернозными, иногда сульфатизированными. Первичное емкостное пространство водорослевых и биогермных известняков в рифовых телах обусловлено наличием каркасостроящих организмов и водорослей, которые обеспечили высокую первичную седиментационную пористость [2]. Хорошие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов подтверждены высокими дебитами (> 200 м3/сут) минерализованной воды, полученной при испытании скважин на Западно-Ярвож-ской структуре, расположенной восточнее.

Зафиксированные в процессе бурения пленки нефти в растворе, а также присутствие растворенного газа в продуктах испытания подтверждают миграцию УВ из нефтематеринских толщ. Основной очаг генерации УВ расположен в пределах самой структуры и связан с нефтегазоносными фациями домани-китов.

Отсутствие промышленных притоков на Ярвож-ской структуре может быть связано со следующими факторами: неоптимальным структурным положением пробуренных скважин; сложным строением коллекторов в доманикитах, при опробовании которых требуются специальные методы воздействия на пласты для повышения их проницаемости.

Вероятность геологического успеха составляет 21 %.

Хоседаю-Воргамусюрский НГР . Вероятность геологического успеха оценена для 13 структур.

В тектоническом плане Хоседаю–Воргамусюр-ский НГР приурочен к гряде Чернышева, представляющей собой сложнопостроенную структуру на севере Предуральского краевого прогиба. Окончательное формирование современного структурного плана гряды произошло в конце триаса в процессе завершающей стадии орогенеза на Урале. Интенсивное горообразование способствовало развитию тангенциальных движений со стороны Урала в сторону платформенной части и образованию новой структуры гряды Чернышева [3].

Выделенные структуры в основном являются приразломными с ориентировкой, совпадающей с меридиональным простиранием гряды. Они характе- ризуются удлиненной формой, небольшими и средними размерами. Преобладают высокоамплитудные и удлиненные структуры с площадью от 5 до 50 км2. По степени изученности ловушки относятся к категории «надежных», плотность сейсмических профилей МОГТ-2D в их пределах составляет 0,85–1,2 км/км2.

С точки зрения распространения и качества коллекторов район относится к фациальной зоне мелководно-морского шельфа с карбонатным осадконакоплением. Рифовые высокоемкие коллекторы развиты в восточной части района (Воргамусюрская зона), в зоне сочленения гряды Чернышева с Косью-Роговской впадиной. Весь фонд оцениваемых структур расположен в противоположной (западной) части. Однако к этой области приурочены основные месторождения — Усинокушшорское и Хоседаю-Неруюское.

На формирование коллекторов значительное влияние оказала вторичная трещиноватость, возникшая в результате активных тектонических процессов при формировании гряды Чернышева.

К нефтегазоматеринским породам относятся доманикиты, которые одновременно являются и ловушками для аккумуляции УВ. Наличие значительного числа тектонических разрывов способствовало разрушению и переформированию изначально образованных залежей.

В тектонически дислоцированных районах, характеризующихся несколькими этапами перестройки структурного плана, ключевые геологические риски связаны с сохранностью залежей и миграцией УВ. Время генерации УВ в силурийских и верхнедевонских (доманиковых) нефтегазоматеринских породах продолжалось примерно до конца триаса, что совпадает с последней структурной перестройкой региона и формированием современной морфологии ловушек. Как правило, это негативно влияет на возможности аккумуляции УВ, что при оценке рисков отражено в пониженных коэффициентах по факторам миграции и сохранности.

В целом перспективы данного НГР ниже, чем у Воркутского. Коэффициенты геологического успеха для структур варьируют от 9 до 14 %. Согласно расчетам, наибольший Рg относится к Поварницкой структуре, где при испытании скважин получены притоки воды с растворенным газом, нефтепроявления и поглощение бурового раствора в верхнедевонских карбонатах. Это свидетельствует о состоянии УВ-систем и необходимости пересмотра морфологии и строения ловушек для выбора более оптимального расположения скважин для бурения либо окончательного вывода структур из фонда перспективных объектов.

Кочмесский и Интинско-Лемвинский НГР . Оценка ресурсного потенциала и Рg в пределах данных НГР проведена для пяти структур.

В тектоническом плане все они расположены в пределах Косью-Роговской впадины, однако группи- руются на разных ее бортах. Лесная и Ыджиднюрская структуры (Интинско-Лемвинский НГР), характеризующиеся по степени изученности как «надежные» (плотность профилей МОГТ-2D — 0,85 км/км2), расположены в области сочленения Косью-Роговской впадины и Западно-Уральской складчато-надви-говой зоны — на территории Прилемвинской и Восточно-Лемвинской складчато-покровных зон, вдоль западной границы которой предполагается существование пояса рифогенных образований. Рифогенный тип пород подтвержден бурением скв. Юньяхинская-1, вскрывшей франско-фаменский строматолитовый биогерм, на котором трансгрессивно залегает мощная фаменская оолитовая банка. Коллекторы представлены светлыми строматопоро-во-водорослевыми, оолитовыми и мелкооболомоч-ными известняками. По газовому каротажу в одном из пластов наблюдалось увеличение суммарных га-зопоказаний в два раза выше относительно фоновых, опробование данных интервалов не проводилось [4]. Структуры Лесная и Ыджиднюрская расположены западнее выделяемого рифового пояса, вероятнее всего в зоне зарифового шлейфа. Образование сферо-во-сгустковых оолитовых песчаниковидных известняков происходило в результате понижения уровня моря. Постройка подвергалась выветриванию и разрушению, а обломочный и глинистый материал с тыловой части органогенной постройки сносился и отлагался в зоне зарифового шлейфа. По мере удаления от органогенной постройки обломочные известняки, конгломераты и брекчии сменялись отсортированными песчаниковидными известняками.

Ключевые риски для структур данной зоны также обусловлены сложным тектоническим строением, негативно влияющим на аккумуляцию и сохранность залежей УВ. Интинско-Лемвинская тектоническая зона характеризуется складчато-надвиговым строением. Здесь широко развиты надвиги, переходящие в покровы.

Коэффициент успешности для структуры Лесная составляет 12 %, для Ыджиднюрской — 10 %.

В западной тектонической зоне впадины (Коч-месский район), в которой локализованы Правокым-божьюская и Западно-Кымбожьюская структуры, выделяются крупные Бергантымылькский, Повар-ницкий и Кымбожьюский дизпликативы, значительная по площади Кочмесская структура размером 10,8 × 24,6 км с амплитудой до 500 м, а также Усино-Роговское и Нерцетинское локальные поднятия.

Как показывает анализ современных структурных планов по различным горизонтам осадочного чехла, западная и частично северная части Косью-Роговской впадины, включая Кочмесскую структуру, в начальные доинверсионные этапы развивались более дифференцированно и унаследованно. Во внешней зоне отмечается конседиментационный рост Кочмесского, Нерцетинского и других поднятий с формированием рифовых фаций в отложениях верхнего ордовика, силура и верхнего девона.

По результатам палеотектонических реконструкций можно предполагать два основных этапа заполнения структурных ловушек УВ: первый — до-инверсионный предсреднедевонский в карбонатных резервуарах ордовик-нижнедевонского комплекса; второй – инверсионный пермотриасовый в терригенных и карбонатных резервуарах среднего – верхнего девона, среднего – верхнего карбона, нижней и верхней перми. Несмотря на благоприятное соотношение времени формирования ловушек и аккумуляции в Кочмесском районе, геологические риски здесь более высокие. Это обусловлено меньшей степенью надежности выделения ловушек, их тектонической раздробленностью, наличием преград на пути миграции и большем их расстоянии от основного очага. Таким образом, Рg для группы Пра-вокымбожьюской (I и II) и Западно-Кымбожьюской составляет 5–8 %.

Большесынинский НГР . Оценка геологической успешности проведена для девяти структур.

Тектонически район расположен в пределах одноименной впадины, в которой разрез верхнедевонских отложений представлен, главным образом, депрессионными известняками и аргиллитами (доманикитами). С точки зрения анализа элементов УВ-систем подобный тип разреза наиболее благоприятен для накопления нефтематеринских толщ и флюидоупоров. Коллекторский потенциал депрессионных фаций значительно ниже, чем у рифогенных и мелководно-морских карбонатов, развитых в пределах ранее описанных НГР. Основными продуктивными горизонтами являются мелководно-шельфовые средне-верхнефаменские и турнейские отложения раннего карбона в зоне выхода их под визейскую покрышку. Нефтегазоносность района подтверждена результатами бурения скважин на Пыжьельской и Суборской площадях. Однако низкие дебиты (0,8–5,8 м3/сут) свидетельствуют о невысоком качестве коллекторов. Данный фактор является ключевым при оценке рисков Большесынинского НГР. С точки зрения структурнотектонического анализа выделенные ловушки характеризуются практически полным отсутствием тектонической раздробленности, что, в свою очередь, снижает вероятность миграции УВ в пределах низкопроницаемого карбонатного разреза. Но, с другой стороны, повышает коэффициент сохранности залежи в случае ее формирования. Результаты анализа структурных планов свидетельствуют о том, что по морфологическим характеристикам ловушки имеют небольшую площадь, но из-за нерегулярности сети сейсмических профилей МОГТ-2D требуется их дополнительное подтверждение и доизучение. Данный аспект нашел свое отражение в пониженных значениях коэффициентов по фактору риска «ловушка».

Наиболее «надежными» являются Большеаранецкая, Южно-Аранецкая, южный купол Сынинской и Нит-чемьюская структуры.

Таким образом, с учетом изложенного, коэффициенты геологического успеха для перспективных структур Большесынинского НГР варьируют от 6 до 10 %.

Среднепечорский НГР . Оценка рисков проведена по доманикитам для семи структур.

В тектоническом плане границы НГР совпадают с одноименным поперечным поднятием в пределах Предуральского краевого прогиба. Среднепечорское поперечное поднятие разделяет Верхнепечорскую и Большесынинскую впадины. До раннепермского времени Среднепечорское поперечное поднятие развивалось как составная часть Печоро-Колвинско-го авлакогена. В дальнейшем, с момента зарождения Уральского орогена, Среднепечорское поперечное поднятие стало частью формирующегося прогиба и испытало интенсивное прогибание и надвигообразо-вание [5].

На территории Среднепечорского поперечного поднятия на Государственном балансе запасов числится четыре месторождения: Аранецкое (нефтегазовая залежь в отложениях С1v-возраста), Худоельское (нефтяная залежь в отложениях С1v-возраста), Югид-Со-плесское (нефтяные залежи в отложениях D2st, D2ef, P2u-возраста) и Западно-Соплесское (нефтегазоконденсатная залежь в отложениях D3f-возраста).

Разрез франско-фаменских отложений представлен в основании депрессионными известняками и мергелями, которые выше (усть-печорский и елецкий горизонты) сменяются мелководно-морскими карбонатными породами. Наиболее благоприятные фациальные условия для образования коллекторов существовали в районе Еджыкыртынской и Аранец-кой структур, где в зонах окраины мелководного шельфа формировались барьерные рифы. В целом следует отметить довольно хорошее качество коллекторов в пределах Среднепечорского поперечного поднятия, что обусловлено особенностями палео-рельефа1.

С точки зрения процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ территория Среднепечорского поперечного поднятия представляет повышенный интерес. Этому способствует два фактора: особенности структурного плана — приподнятая область, разделяющая две впадины, являющиеся очагами генерации УВ; фациальная изменчивость вверх по разрезу верхнедевонских отложений — от депрессионных фаций, играющих роль нефтематеринских пород, до мелководных, служащих природными резервуарами для потенциальных залежей нефти и газа.

Особо следует отметить Югид-Вуктыльскую структуру, в пределах которой проводилось поисковое бурение, однако промышленных залежей в отложениях верхнедевонского комплекса не выявлено. Неудачи бурения, вероятнее всего, связаны со сложным тектоническим строением ловушки и не самыми благоприятными коллекторскими свойствами. По результатам интерпретации данных сейсморазведки и бурения были выделены четыре взбросонадвига и уточнено их положение. Основной надвиг — западный, по которому аллохтонная часть складки надвинута и нарушена оперяющими надвигами. Некомпетентными породами, по-видимому, служили глинистые отложения среднедевонского возраста. О возможных перспективах структуры свидетельствует кратковременный приток газа с водой при испытании скв. 637, пробуренной на северном осложнении структуры [6] (рис. 4).

В целом в пределах НГР факторы геологического риска по доманикитам не являются критичными по какой-либо компоненте. Значения Рg для структур составляют 16–24 %, что позволяет сделать оптимистичный прогноз для формирования и реализации дальнейшей программы геолого-разведочных работ.

Верхнепечорский НГР . Оценка рисков проведена для Западно-Югидской структуры и группы мелких ловушек на юге Верхнепечорской впадины, территориально находящихся в Пермском крае (Ур-цевская, Семисоснинская, Неченская, Волимская и Северо-Волимская).

В тектоническом отношении НГР приурочен к осевой части и западному борту одноименной впадины. Большая часть этой территории и нефтегазоносных комплексов слабо изучена, что связано с большой глубиной залегания осадочного чехла, хотя газовые и газоконденсатные месторождения в пределах впадины были открыты еще в 1960-х гг.

В основании верхнедевонского карбонатного комплекса на большей части территории разрез представлен депрессионными фациями, формирование которых началось в семилукское время и продолжалось на западе и северо-западе впадины до раннеелецкого времени, на востоке и юго-востоке закончилось в среднефаменское время. В позднеелецкое и усть-печорское время завершилась нивелировка западной и осевой частей территории и образовалась широкая область шельфа с карбонатным осадконакоплением. В краевой части области в зоне перехода к глубоководному склону (район Ближней, Лебяжской, Северо-Вуктыльской площадей) формировались краевые барьерные рифы средне-поздне-фаменского возраста.

Рис. 4. Фрагмент временного сейсмического разреза по профилю 796-06 [6]

Fig. 4. Fragment of seismic time section along 796-06 Line [6]

1 — тектонические нарушения

1 — tectonic faults

Западно-Югидская структура расположена в северной части Печоро-Илычской моноклинали. Она сформировалась в результате раннефранских тектонических движений, последующие этапы тектогенеза не оказали существенного влияния на ее морфологию. С точки зрения соотношения «тайминга» процессов генерации-миграции и аккумуляции УВ структура относится к перспективным. Прогнозируются благоприятные коллекторские свойства ввиду расположения структуры в пределах пояса барьерных рифов. Коэффициент геологической успешности для Западно-Югидской структуры — 21 %.

Уточнение оценки перспектив и геологической успешности территории севера Верхнепечорской впадины не проводилось из-за отсутствия кондиционных данных.

На сегодняшний день на территории Верхнепечорской депрессии в пределах Пермского края пробурено 66 структурно-параметрических скважин и 3 глубоких скважины: поисковая Семисоснинская-5, Гадьинского профиля-156 и параметрическая Волим-ская-1. Скважины вскрыли средне-верхнедевонские отложения, турнейский, визейский, серпуховский, башкирский и московский ярусы карбона и нижнепермские отложения. Из фаменских отложений получен нефтенасыщенный керн. Нефтепроявления отмечены в серпуховских, тульских, турнейских, фа-менских и франских отложениях. В скв. Волимская-3 получены непромышленные притоки из нижнепермских и фаменских отложений, из башкирских отложений наблюдался приток нефти 90 м3/сут. Зале- жи чаще всего приурочены к структурам облекания рифов. Коэффициент геологической успешности для данных структур высокий (30–34 %) ввиду наличия прямых признаков нефтеносности, полученных по результатам бурения.

Вуктыльский НГР . Оценка геологических рисков проведена для пяти перспективных структур — Ближней, Лебяжской, Епешорской, Козлаюской и Козланюрской.

С точки зрения распространения и наличия коллекторов, а также работы УВ-систем параметры по геологическим рискам некритичные — структуры расположены в благоприятной области барьерных рифов и карбонатных банок, о чем упоминалось при характеристике фациальной обстановки в пределах Верхнепечорской впадины. Пик генерации УВ нефтематеринскими толщами среднего и верхнего девона, приходящийся на триасовое время, после завершения надвиговых дислокаций, свидетельствует о возможности миграции и аккумуляции УВ в ловушках без их последующего переформирования.

Основные неопределенности связаны с достоверностью выделения ловушек (за исключением Ближней, где проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D), которая определяется невысокой плотностью данных сейсморазведки в их пределах, поэтому структуры характеризуются как вероятные. Коэффициент геологического успеха для данных структур варьирует от 14 до 27 %.

Таким образом, согласно результатам оценки геологических рисков, для постановки дальнейших

Рис. 5. Схема рисков и основные направления геолого-разведочных работ

Fig. 5. Scheme of risks and main focus areas of exploration activities

Ранжирование областей по перспективности (рискам) ( 1 – 3 ): 1 — низкоперспективные (Pg < 10 %), 2 — среднеперспективные (Pg = 10–15 %), 3 — высокоперспективные (Pg > 15 %); направления работ (НГР) ( 4 – 6 ): 4 — Среднепечорский и Верхнепечорский, 5 — Хоседа-юско-Воргамусюрский, 6 — Воркутский.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Ranking of areas according to potential (risks) ( 1 – 3 ): 1 — low potential (Pg < 10 %), 2 — medium potential (Pg 10– 15 %), 3 — high potential (Pg > 15 %); focus areas of activities ( 4 – 6 ): 4 — Srednepechorsky and Verkhnepechorsky, 5 — Khosedayusko-Vorgamusyursky, 6 — Vorkutsky.

For other Legend items see Fig. 3

Рис. 6. Алгоритм геолого-разведочных работ на доманикиты

Fig. 6. Algorithm of exploration for Domanikites

• • Комплексный анализ геолого-геофизических данных и разработка программы геолого-разведочных работ. Рекомендации к лицензированию

  1-й год

  
  
  

  2-й год

  
  
  

  Лицензирование, составление и экспертиза проекта поисковооценочных работ

  ------S •    Гравимагниторазведка •    Сейсморазведка 3D ---

  • Переобработка и интерпретация сейсморазведочных данных 2D

  • Обработка и интерпретация гравиметрических и 30-сейсморазведочных данных • Оценка ресурсов, перспектив и рентабельности бурения

  ^» Рекомендации к бурению

  
  

  3-й год

  
  
  

  •    Подготовка к бурению •    Бурение
  1

  
  

  4-й год

  
  
  

  5-й год

  
  
  

  •--------------------------------------------------------------------
  •    Подготовка к бурению •    Бурение
  -

  
  

  • Принятие решения о дальнейших геолого-разведочных работах

  
  

геолого-разведочных работ наиболее перспективны следующие НГР: Воркутский, Хоседаюско-Ворга-мусюрский, Верхнепечорский, Вуктыльский и Среднепечорский.

Учитывая вышеизложенное, можно выделить три основных направления геолого-разведочных работ в регионе (рис. 5, 6).

• 1.    Среднепечорский, Вуктыльский и Верхнепечорский НГР — доказанная газонефтеносность; ключевые риски — сложное тектоническое строение ловушек.

• 2.    Хоседаюско-Воргамусюрский НГР — доказанная нефтегазоносность, ключевые риски — мелкий размер ловушек, низкие начальные суммарные ресурсы, выделение высокоемких коллекторов.

• 3.    Воркутский НГР — изученный бурением район без доказанной нефтегазоносности C ₁ t–D ₃ dm; необходим анализ результатов бурения и детальные сейсморазведочные исследования.

Выводы

На основании проведенного анализа перспективных объектов Северо-Предуральской НГО можно сделать выводы об особенностях применения методики оценки рисков геологических процессов для выбора основных направлений геолого-разведочных работ на верхнедевонские карбонатные отложения (доманикиты).

• 1.    Фаменско-турнейский НГК является замкнутой системой генерации и аккумуляции УВ. Залежи нефти и газа образовались за счет генерации УВ из доманиковых нефтегазоматеринских пород. Генерация УВ происходила в условиях жестких режимов геологического развития территории, связанных со структурно-тектоническими особенностями формирования Северо-Предуральской НГО.

• 2.    УВ-система доманиково-турнейского комплекса представлена различными типами ловушек как первичного, так и вторичного, гипергенного и тектонодинамического происхождения. К первому типу относятся рифогенные ловушки различных морфологических типов (одиночных рифов, карбонатных банок, атоллов и барьерных рифогенных систем); ко второму типу — зоны вторичной трещиноватости в депрессионных отложениях, образовавшиеся в процессе формирования Предуральского прогиба Уральского орогена.

• 3.    Применение методики оценки рисков геологических процессов требует раздельного подхода к этим двум типам ловушек по основным параметрам, а именно:

• –    для ловушек первого типа подходит стандартная методика оценки перспективности объекта и рисков по вовлечению их в разведку;

• –    для ловушек второго типа необходима разработка дополнительных или новых критериев оценки рисков исходя из следующих факторов: в дома-никитах ловушки в основном скрытого типа, где проблематично прогнозирование как покрышек, так и коллекторов; в ловушках тектонодинамического происхождения, которые характерны для домани-китов, стандартные методики оценки ресурсного потенциала неприменимы, так как нет достаточного числа апробированных эталонных участков с разработанной моделью их строения. Вместо метода геологических аналогий в первом приближении возможно применение эволюционно-катагенетиче-ского метода;

• –    нет четких геолого-геофизических критериев выделения ловушек скрытого типа в доманикитах верхнего девона.