Перспективы нефтегазоносности объектов складчато-надвигового генезиса северного сегмента Предуральского краевого прогиба

Северный сегмент Предуральского краевого прогиба, окаймляющий восточную окраину Печорской плиты, характеризуется наименьшей степенью геолого-геофизической изученности в пределах Ти-мано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП) и крайней неравномерностью. Ограниченный объем информации был накоплен до 1991 г. После длительного перерыва с 2004 г. возобновилось целенаправленное изучение территории (рис. 1).

В связи с широким развитием в прогибе складчато-надвиговых процессов и интенсивной раздробленностью осадочного чехла для отдельных тектонических структур I порядка (например, гря-

Рис. 1. Схема размещения региональных геолого-разведочных работ в северном сегменте Предуральского краевого прогиба

Fig. 1. Location map of regional geological exploration works in the northern segment of the Urals Foredeep

Л

_

Н Е Ц К И Й А О

М

М

Падимейское (С1+С2)          ¹

Нерцетинскоеу (С +С )

Пыжьельское

(P a+s, P k, P u)

очмесское (P₁a, P₁ar)

Романъельское (с )

Петровское (P1a

Усинокушшорское

М

(C1v)

ганты-Мылькская-1, 9 — Усинокушшорская-1, 10

Югид-Соплесское (D₂ef, D₂st, P₁u)

100    125 км

^1@2

5 ^й 1 ]6

:9[

: 10 :

( р С₂-P₁a+s, P₁ar) ожимское

(Р1+С2)

ЯМАЛО-НЕНЕЦКИЙ АО

М 4

а 19

Южно-Сынинское (P1a+s, P1u)

Худоельское

Западно-Соплесское (Df,Df)

М

Рассохинско (P a+s+ar, C)

34 о Миш парминское (C2m+C3)

О

Пачгинское ское

48  '

инское ar, P1k)

Патраков

Анельское _____£ (P1s+ar,C3)       I

Козлаюское (C1v)^ 29 30

Вуктыльское (C₁v₁, С₂b+m)

М 6

36 Юрвож-Большелягское

]7 :

]8

11 Д 12

Месторождения УВ и возраст продуктивных отложений ( 1 – 3 ): 1 — нефтяные, 2 — газовые, 3 — смешанного состава; отработанные региональные сейсмические профили МОГТ-2D и их номер ( 4 , 5 ): 4 — до 2004 г., 5 — после 2004 г.; 6 — параметрические и опорные скважины и их номер в списке; плотность неразведанных НСР УВ, тыс. т усл. топлива/км² (по состоянию на 01.01.2009 г.) ( 7 – 11 ): 7 — 5,1–10; 8 — 10,1–30; 9 — 30,1–50; 10 — 50,1–100; 11 — > 100,1; 12 — элементы тектонического районирования: Д — Ижма-Печорская синеклиза, Ж — Печоро-Колвинский авлакоген, З — Хорейверско-Печороморская синеклиза, К₁ — Варандей-Адзьвинская структурно-тектоническая зона, Л₄ — Коротаихин-ская впадина, М — Предуральский краевой прогиб, М ₁ — Воркутское поперечное под-

нятие, М₂ — гряда Чернышева , М₃ — Косью-Роговская впадина, М₄ — Большесынинская впадина, М₅ — Среднепечорское поперечное поднятие, М₆ — Верхнепечорск ая впадина, О — Западно-Уральская складчато-надвиговая область (северный сегмент).

Скважины : 1 — Норийшорская-1, 2 — Падимейская-1, 3 — Верхнероговская-1, 4 — Западно-Ярвожская-100, 5 — Ярвожская-1, 6 — Юньягинская-1, 7 — Восточно-Адзьвинская-1, 8 — Бер-

—

Заостренская-1, 11

—

Кочмесская-25,

Д

12 — Кочмесская-1, 13 — Поварницкая-21, 14 — Южно-Кочмесская-1, 15 — Романьельская-1, 16 — Северо-Лемвинская-13, 17 — Усть- Лемвинская-11, 18 — Лемвинская-1, 19 — Вяткинская-1, 20 — Сы-нинская-1, 21 — Переборская-1, 22 — Новая-1, 23 — Белая-1, 24 — Тимано-Печорская-1, 25 — Во-йская-2, 26 — Андроновская-3, 27 — Диньюская-27, 28 — Еджид-Кыртинская-1, 29 — Лебяжская-1, 30 — Лебяжская-2, 31 — Еджидъельская-1, 32 — Западно-Вуктыльская-1, 33 — Западно-Дутовская-1, 34 — Вуктыльская-1, 35 — Верхнесочьинская-1, 36 — Таежная-1, 37 — Юрвожская-1, 38 — Большеляг-ская-1, 39 — Кылымъельская-1, 40 — Гудырвожская-1, 41 — Рощаельская-1, 42 — Сарьюдинская-1, 43 — Илычская-2, 44 — Мартьюская-1, 45 — Северо-Курьинская-1, 46 — Луньвожпальская-1, 47 — Еловская-1, 48 — Малиновка-1

Fields of HC and age of productive formations ( 1 – 3 ): 1 — oil, 2 — gas, 3 — composite; acquired 2D CDP regional seismic lines ( 4 , 5 ): 4 — before 2004, 5 — after 2004; 6 — stratigraphic and key wells; density of total initial in-place resources, thousand TOE /km² (as on 01.01.2009) ( 7 – 11 ): 7 — 5,1–10; 8 — 10,1–30; 9 — 30,1–50; 10 — 50,1–100; 11 — > 100,1; 12 — elements of tectonic zoning: Д — Izhma-Pechorsky syneclise, Ж — Pechora-Kolvinsky aulacogen, З — Khoreiversky-Pechoromorsky syneclise, К₁ — Varandey-Adz’vinsky structural-tectonic zone, Л₄ — Korotaikhinsky depression, М — Urals Foredeep, М₁ — Vorkutsky transverse uplift, М₂ — Chernyshev Ridge, М₃ — Kosju-Rogovsky Depression, М₄ — Bol’shesyninsky depression, М₅ — Srednepechorsky transverse uplift, М₆ — Verkhnepechorsky depression, О — West Urals fold-and thrust area (northern segment).

Wells : 1 — Noriishorsky-1, 2 — Padimeisky-1, 3 — Verkhnerogovsky-1, 4 — West Yarvozhsky-100, 5 — Yarvozhsky-1, 6 — Yun’yaginsky-1, 7 — East-Adz’vinsky-1, 8 — Berganty-Myl’kskaya-1, 9 — Usinokyshshorsky-1, 10 — Zaostrensky-1, 11 — Kochmessky-25, 12 — Kochmessky-1, 13 — Povarnitsky-21, 14 — South Kochmessky-1, 15 — Roman’yol’sky-1, 16 — North Lemvinsky-13, 17 — Ust’- Lemvinsky-11, 18 — Lemvinsky-1, 19 — Vyatkinsky-1, 20 — Syninsky-1, 21 — Pereborsky-1, 22 — Novaya-1, 23 — Belaya-1, 24 — Timan-Pechorskaya-1, 25 — Voiskaya-2, 26 — Andronovskaya-3, 27 — Din’yuskaya-27, 28 — Edzhid-Kyrtinskaya-1, 29 — Lebyazhskaya-1, 30 — Lebyazhskaya-2, 31 — Ezhidjelskaya-1, 32 — West Vuktyl’skaya-1, 33 — West Dutovskaya-1, 34 — Vuktyl’skaya-1, 35 — Verkhnesoch’inskaya-1, 36 — Taezhnaya-1, 37 — Yurvozhskaya-1, 38 — Bol’shelyagskaya-1, 39 — Kylymjel’skaya-1, 40 — Gudyrvozhskaya-1, 41 — Roshael’skaya-1, 42 — Sar’yudinskaya-1, 43 — Ilychskaya-2, 44 — Mart’yuskaya-1, 45 — North Kur’inskaya-1, 46 — Lun’vozhpal’skaya-1, 47 — Elovskaya-1, 48 — Malinovka-1

да Чернышева, Среднепечорское поперечное поднятие) отсутствуют единообразные надежные региональные модели их геологического строения. В 2017–2019 гг. за счет средств федерального бюджета на отдельных участках этих структур проведены работы по уточнению геолого-геофизических моделей. Однако программа работ по планомерным исследованиям нераспределенного фонда недр территории Предуральского прогиба в пределах Тимано-Печор-ской НГП отсутствует. При этом на изучаемой территории установлено значительное число объектов, для которых на сегодняшний день по разного рода причинам (технологическим, геологическим) так и не выяснены перспективы.

Нефтегазоносность Косью-Роговской впадины

За последние 10 лет значительные объемы геолого-разведочных работ компаний-недропользователей сосредоточены в Косью-Роговской впадине. Успешность ведения поисковых работ, в основном в бортовых частях впадины, подтверждается открытиями средних по запасам многозалежных месторождений, характеризующихся различными типами флюидов (Нерцетинское, Кочмесское, Петровское — нефтяные; Северо-Кожимское, Левогрубейюское — газовые) и наращивающих стратиграфический диапазон нефтегазоносности территории (надото-мыльская свита на Левогрубейюской площади).

Большую часть Косью-Роговской впадины занимает внешняя (северо-западная) зона, где структурные формы выражены по всем маркирующим горизонтам осадочного чехла1. Некоторые из них имеют очевидную генетическую связь со структурами юго-востока Печорской плиты (Кымбожьюская, Берганты-Мылькская, Неченская), морфологическое единство которых нарушено наложенной в поздне-триас-раннеюрское время грядой Чернышева2. Во внутренней (Приуральской) зоне наблюдается несоответствие структурных планов и степень дисло-цированности карбонатного ложа и вышележащих толщ пермского возраста (положительные структуры имеют большие амплитуды и углы наклона крыльев по пермокаменноугольным отложениям, а с глубиной значительно выполаживаются). Дислокации носят линейный характер и имеют северо-восточное простирание. Значительная часть внутренней зоны перекрыта Лемвинским аллохтоном.

Осадочный чехол Косью-Роговской впадины перспективен для поисков залежей УВ в широком стратиграфическом диапазоне — от ордовикских до нижнепермских отложений. По состоянию на 01.01.2020 г.

промышленная нефтегазоносность территории установлена в карбонатных нижне-среднекаменноугольных, нижнепермских и нижне-среднедевонских отложениях (средне- и низкоемкие трещинно-поровые и каверно-поровые коллекторы).

Доказана продуктивность подсолевых верхнеордовикских доломитов на Кочмесской площади, где из межсолевых отложений с глубины 5629 м получен фонтанный приток газа [1]. На Берганты-Мылькской площади при опробовании силурийских отложений отмечена пленка нефти, в нижнедевонских — газопроявление. В скв. Нерцетинская-21 из овинпармских отложений нижнего девона на глубине около 5000 м получен непромышленный приток нефти. Необходимо отметить слабую изученность ордовик-нижнеде-вонской части разреза, в силу этого прогноз нефтегазоносности данного комплекса на сегодняшний день можно сделать только с общегеологических позиций.

В верхнедевонской части разреза вдоль западного борта Косью-Роговской впадины прогнозируется зона развития барьерных рифов (Бер-ганты-Мылькская, Кымбожьюская, Нерцетинская площади) [2]. Из кровельной части фаменского рифа на Нерцетинской площади получен непромышленный приток нефти, на Берганты-Мылькской — отмечены пленка нефти и выпоты в керне, в параметрической скв. Поварницкая-21 из кочмесской толщи получен приток легкой нефти дебитом 4,9 м3/сут.

Наиболее изученным в пределах Косью-Роговской впадины является карбонатный верхневизей-ско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс (НГК). Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на Интинском, Кожимском, Северо-Ко-жимском, Кочмесском, Романьельском, Нерцетин-ском, Левогрубейюском и Петровском месторождениях. В нижнепермской части разреза на ряде площадей залежи газа приурочены к одиночным рифам (Интинско-Кожимская площадь). Одним из последних значимых результатов является получение промышленного притока на Нерцетинской площади (доиспытание нижне-среднекаменноугольных отложений). Ранее пробуренные скважины положительного результата не давали.

На Лемвинской площади при испытании ви-зейских отложений получены притоки газа дебитом 1000 м3/сут, на Романьельской из ассель-ско-сакмарских и нижнеартинских карбонатных отложений — легкая нефть. В 2019 г. в результате переиспытания ассельских отложений в параметрической скв. Кочмесская-25 получен промышленный приток нефти, при том что проведенное в середине 1980-х гг. опробование положительных результатов не дало.

Промышленная газоносность артинско-кунгур-ского терригенного НГК на территории Косью-Роговской впадины не установлена. При испытании кунгурских отложений на Лемвинской площади зафиксировано газопроявление (кратковременный приток метанового газа составил 1500 м3/сут).

На сегодняшний день остаются невыясненными перспективы нефтегазоносности сложнопостроен-ных примыкающих к гряде Чернышева и уходящих под ее надвиговые пластины серии Кымбожьюских, Берганты-Мылькской и Поварницкой структур. Основными поисковыми объектами прошлых лет на вышеназванных площадях являлись рифовые постройки позднедевонского возраста, которые в большинстве пробуренных скважин оказались обводнены.

Кымбожьюская структура представляет собой асимметричную брахиантиклиналь северо-западного простирания, в присводовой части по отложениям венда — карбона осложненную тектоническим нарушением. При испытании в поисковой скв. Кым-божьюская-1 в верхнедевонской толще коллекторов не установлено, притоки минерализованной воды получены из нижне- и среднекаменноугольных отложений. В 2009 г. структура переподготовлена по отражающим горизонтам в пермокаменноугольной части разреза, однако прослеживается и по нижележащим отложениям (с глубиной наблюдается уменьшение размера структуры при увеличении ее амплитуды). Одним из основных горизонтов, по которому переподготовлен Кымбожьюский объект, является отражающий горизонт (ОГ) Iar (P 1 ar). Пробуренная ранее скв. 1 по ОГ Iar оказалась на 250 м ниже свода (рис. 2). Суммарные извлекаемые ресурсы нефти Кымбо-жьюской структуры оценены в 7,5 млн т. Крупными выявленными локальными объектами являются Западно-Кымбожьюский и Правокымбожьюский-II, расположенные в зоне сочленения с грядой Чернышева.

Поварницкая структура представляет собой приразломную антиклиналь северо-восточного простирания, с северо-запада ограниченную системой крутопадающих взбросов. Присводовая часть перекрыта пластинами силурийских карбонатных пород. Сейсморазведочными работами МОГТ 2D в начале 1980-х гг. на Поварницкой площади по характерным особенностям волновой картины предполагалось развитие рифогенных построек как позднедевонского, так и раннепермского возраста. При опробовании пермских и нижнекаменноугольных отложений получены притоки минерализованной воды; в верх-неартинских, кунгурских известняках и песчаниках отмечены выпоты вязкой нефти и примазки битума по трещинам. При испытании кочмесской толщи верхнего девона в скв. 21 получен приток нефти дебитом 4,9 м3/сут, в прослоях детритовых известняков сарембойской толщи отмечены нефтегазопро-явления. Продуктивность силурийских отложений также осталась невыясненной (на соседней Коч-месской площади в данной части разреза вскрыты пористые и кавернозные известняки и доломиты). Извлекаемые ресурсы нефти категории D0 Повар- ницкого объекта оценены только по верхнедевонским и нижнекаменноугольным отложениям и составляют ~50 млн т.

На Берганты-Мылькской площади при опробовании в параметрической скв. 1 верхней части верхнедевонского массива получена пленка нефти. При проходке сульфатно-карбонатных визей-ско-серпуховских отложений отмечены повышенные газопоказания и нефтегазопроявления (как и в большинстве скважин, пробуренных на территории Косью-Роговской впадины). При благоприятных структурных условиях к подсульфатным толщам могут быть приурочены залежи нефти. Коллекторы порово-кавернозного и трещинного типов установлены в среднекаменноугольных отложениях. На Берган-ты-Мылькской площади отложения опробованы не в сводовой части структуры, поэтому оказались обводнены. Также остается невыясненной продуктивность силурийских толщ (при опробовании нижнедевонских и верхнесилурийских отложений получена пленка нефти).

Прилегающие к Косью-Роговской впадине тектонические элементы также представляют практический нефтегазопоисковый интерес.

Нефтегазоносность Воркутского поперечного поднятия

Воркутское поперечное поднятие на протяжении всей истории формирования Предуральского прогиба по темпам опускания существенно отставало от прилегающих к нему территорий, поэтому мощность пермских отложений значительно сокращена. Поднятие характеризуется субширотной ориентировкой и изометричными формами большинства локальных структур (Падимейская, Ховрашорская, Ярвожская), формирование которых обусловлено наложением разнонаправленных тектонических движений. Под четвертичные отложения на большей части поднятия выходят разновозрастные пермские, на Юньягинской площади — нижнекаменноугольные.

Северным ограничением поперечного поднятия является горст Чернова, представляющий собой узкую сложнопостроенную структуру [3]. Существуют различные представления о его природе и тектоническом строении. Характер сочленения горста Чернова, гряды Чернышева и Вашуткина-Талотинской складчато-надвиговой зоны до сих пор неясен из-за отсутствия обнажений и глубоких скважин. Такие тектонические «узлы» рассматриваются многими исследователями как высокоперспективные на нефть и газ. В южной части горста Чернова пробурена параметрическая скв. Норийшорская-1 (4100 м, S2gr), в которой при опробовании силурийских отложений получен глинистый раствор, насыщенный газом, нижнедевонских — притоки минерализованной воды, в керне, поднятом из верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложений, отмечен запах бен-

Рис. 2. Кымбожьюская структура (материалы ООО «Косьюнефть», 2009)

Fig. 2. Kymbozh’yuskaya structure (materials of Kos’yuneft Company, 2009)

B

З 0

ОГ Ikz

ОГ Iar

ОГ IIv 2500

ОГ IIItm

ОГ IV-V

t , мс

50286-05

8-09-09

Скв. Кымбожьюская-1 50

C1bb C1v

seism_bal Линия приведения +50 м

50286-06

В I

P2u

P1k

P1ar

C3P1a

C2b

C1s1

C1tl

C1t2

8-09-07

t , мс

ЛОО 3 1     8-09-07   2     .¹ 1 3    –567   4 ] Кымбожьюская-1 ] 5 a ^ b к 6 ab ] 7

A — структурная карта кровли песчаного пласта P2kz, B — временной разрез по профилю 8-09-07.

• 1    — изогипсы кровли песчаного пласта P₂kz, м; 2 — отработанные сейсмические профили МОГТ-2D; 3 — пробуренные скважины и их номер; 4 — абсолютная отметка кровли песчаного пласта P₂kz, м;

• 5    — проекция скважины на линию сейсмического профиля; 6 — тектонические нарушения: a — в плане, b — в разрезе; 7 — зоны развития предполагаемых органогенных построек девонского (а) и раннепермского (b) возраста.

Индексы отражающих горизонтов : ОГ Ikz — подошва глинистой пачки казанского яруса верхней перми, ОГ Iar — подошва терригенной пачки артинского яруса нижней перми, ОГ IIv — подошва визейского яруса нижнего карбона, ОГ IIItm — подошва тиманского горизонта верхнего девона, ОГ IV-V — кровля ордовикских отложений

A — depth map of the P2kz sand layer Top; B — time section along 8-09-07 Line.

1 — structural contours of P₂kz sand layer Top, m; 2 — acquired 2D CDP seismic lines; 3 — drilled wells; 4 — elevation of P₂kz sand layer Top, m; 5 — well projection on seismic line; 6 — faults: a — in plan, b — in cross-section; 7 — zones of the supposed Devonian (а) and Early Permian (b) organic buildups.

Indices of reflection horizons: ОГ Ikz — Bottom of clay member, Upper Permian Kazanian stage, ОГ Iar — Bottom of terrigenous member, Lower Permian Artinskian stage, ОГ IIv — Bottom of Lower Carboniferous Visean stage, ОГ IIItm — Bottom of Upper Devonian Timansky horizon, ОГ IV-V — Ordovician deposits Top зина. Бурение проводилось с осложнениями, поэтому качественное опробование возможно продуктивных интервалов разреза провести не удалось. При этом скважина расположена в тектонически экранированном блоке, где не прослежены регулярные сейсмические границы, поэтому использование данных по ней для привязки ОГ в пределах Воркутского поднятия затруднено. В связи с вышеизложенным для оценки перспектив нефтегазоносности подобных тектонических «узлов», уточнения стратиграфической привязки отражающих горизонтов, установления фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и типов ловушек необходимо бурение параметрической скв. Чернова-1 глубиной 5 км [4].

На Воркутском поднятии установлена нефтеносность нижнего и среднего карбона на Падимейской площади. Перспективы обнаружения залежей УВ связаны с карбонатными среднеордовик-нижнеде-вонскими, доманиково-турнейскими и каменноугольными отложениями. На Падимейской и Ярвож-ской площадях при испытании верхнесилурийских отложений получены кратковременные притоки конденсатного газа. Отложения этой части разреза обладают относительно хорошими коллекторскими свойствами, что подтверждено петрографическими исследованиями, поглощениями во время бурения промывочной жидкости. Как показали результаты бурения параметрической скв. Падимейская-1, непосредственно на силурийских отложениях залегает толща (30 м) плотных глинистых и глини-сто-карбонатных пород нижнего девона. Выше, в нижнедевонской толще, отмечены многочисленные

Рис. 3. Глубинный разрез по профилю 30-РС-5

Fig. 3. Depth section along 30-РС-5 Line

Косью-Роговская впадина Абезьская депрессия

Воркутское поперечное поднятие Юньягинская антиклинальная зона

СВ

1 — тектонические нарушения; 2 — предполагаемые органогенные постройки силурийского и ранне-позднедевонского возраста.

Индексы отражающих горизонтов : ОГ I-II (P-C) — кровля карбонатных отложений каменноугольного возраста, ОГ II-III (C-D) — граница девонских и каменноугольных отложений, ОГ IIIf (D₃f) — низы франского яруса верхнего девона, ОГ III–IV (D–S) — кровля силурийских отложений, ОГ IV_1–2 (S_1–2) — граница нижне- и верхнесилурийских отложений, ОГ IV–V (S–O) — кровля карбонатных силурийских и ордовикских отложений

• 1    — faults; 2 — supposed Silurian and Early-Latest Devonian organic buildups.

Indices of reflection horizons : ОГ I-II (P-C) — Carboniferous carbonate deposits Top, ОГ II-III (C-D) — border of Devonian and Carboniferous deposits, ОГ IIIf (D₃f) — Bottom of Upper Devonian Frasnian stage, ОГ III–IV (D–S) — Silurian deposits Top, ОГ IV_1–2 (S_1–2) — border of Lower and Upper Silurian deposits, ОГ IV–V (S–O) — Top of Silurian and Ordovician carbonate deposits.

нефтегазопроявления. Восточнее Падимейской площади на региональном сейсмопрофиле 30-РС, отработанном ОАО «Севергеофизика» в 2012–2014 гг., выделены поисковые объекты в нижнепалеозойской части разреза — аномалии сейсмической записи, предположительно связанные с рифовыми постройками ранне-позднедевонского и силурийского возраста (рис. 3).

Верхнефранско-фаменская часть разреза характеризуется резким фациальным изменением в пределах Воркутского поднятия. На Падимейской и Верхнероговской площадях в кавернах и по трещинам в органогенно-детритовых разностях известняков отмечены примазки и выпоты нефти (Падимей-ская), получен непромышленный приток нефти (из поднадвиговой части на Верхнероговской площади), а на Ярвожской и Юньягинской данная часть разреза представлена типичной депрессионной толщей.

Не выяснены перспективы Западно-Ярвожского объекта. Бурение параметрической скв. 100 устано- вило наличие коллекторов в рифогенных верхнедевонских толщах (согласно литолого-фаунистическим определениям, возраст органогенной постройки — фаменский) (рис. 4). По материалам ГИС, экранирующими породами могут служить плотные известняки и глинистые пласты небольшой мощности тур-нейско-ранневизейского возраста.

Кроме рифовых построек скважинами Ярвож-ские-1 и 2 вскрыт депрессионный тип разреза верхнего девона, представленный доманикоидны-ми отложениями. Здесь также присутствуют пласты-коллекторы, имеющие хорошую изоляцию, так как подстилаются и перекрываются непроницаемыми породами толщиной 20–40 м. Турнейские и нижне-средневизейские отложения представлены мощной карбонатной толщей хорошо проницаемых пород (в скв. Ярвожская-2 данный интервал разреза характеризовался катастрофическими поглощениями промывочной жидкости). Данный тип разреза верхнедевон-турнейских отложений заслуживает пристального внимания.

Рис. 4. Фрагмент геолого-геофизического разреза по линии профиля 17281 (по материалам ПГО «Печорагеофизика», 1990)

Fig. 4. Fragment of geological and geophysical section along 17281 Line (according to Pechorageofizika, 1990)

Воркутское поперечное поднятие Ярвожский купол

ЮЗ                                                           СВ

Западно-Ярвожская структура                            Ярвожская структура

ab 3 1 и 2 Е 5 3 В 3116 м ] 4 I2ZM 5 ^a из 6 ^b из 7

1 — геологические границы: a — согласные, b — несогласные; 2 — тектонические нарушения; 3 — отражающий горизонт, его индекс и стратиграфическая привязка; 4 — положение скважины на профиле, ее название, номер и глубина забоя, м; 5 — рифогенные образования; 6 — каменная соль; 7 — ангидриты

• 1    — geological boundaries: a — conformable, b — unconformable; 2 — faults; 3 — reflector, its index and stratigraphic match; 4 — well position on seismic line and bottomhole depth, m; 5 — reef formations; 6 — salt rock; 7 — anhydrite

В скв. Западно-Ярвожская-100 по материалам ГИС в интервале нижне-среднекаменноугольных отложений выделены многочисленные маломощные пласты-коллекторы, чередующиеся с плотными породами. В скв. Ярвожская-2 при бурении серпуховских отложений отмечено поглощение промывочной жидкости. Покрышкой могут служить отложения се-зымской свиты нижней перми мощностью до 20 м. Недоизученным в пределах Ярвожского купола остается терригенно-карбонатный разрез среднего девона (охарактеризован не полным комплексом каротажа, не опробован).

Благоприятные условия для сохранения залежей УВ прогнозируются в поднадвиговой части разреза крупного Верхнероговского поднятия. По результатам опробования верхнедевонского рифового массива в автохтоне получена пленка нефти. Покрышкой служит плотная карбонатная толща турнейского возраста. В нижнесилурийских и нижнедевонских отложениях по материалам ГИС выделены пласты-коллекторы, опробование которых не проводилось.

Для дальнейших геолого-разведочных работ в пределах Воркутского поднятия также представляет интерес ряд выявленных по ОГ в девоне и силуре локальных объектов (Норийшорский, Ховрашорский, Сизимшорский, Луньвожский). Необходима более детальная проработка предложенных ранее моделей строения этих объектов (из-за неоднозначных

Рис. 5. Сизимшорская структура (материалы Сизимшорской с/п № 20190, 1991)

Fig. 5. Sizimshorsky structure (materials of Sizimshorsky Seismic Crew No. 20190, 1991)

A — структурная карта по ОГ III2 (D2zv), B — геолого-геофизический разрез по профилю 20190-15.

• 1    — изогипсы кровли пласта D₂zv, м; 2 — отработанные сейсмические профили МОГТ-2D, 3 — сейсмические границы: a — отражающих горизонтов, b — предполагаемые; границы ( 4 , 5 ): 4 — геологические по данным картирования, 5 — размыва отложений; 6 — надвиги; 7 — разломы

  A — depth map over III₂(D₂zv) Reflector, B — geological and geophysical section along 20190-15 Line.

• 1    — structural contours of D₂zv layer, m; 2 — acquired 2D CDP seismic lines; 3 — seismic boundaries: a — reflectors, b — uncertain; boundaries ( 4 , 5 ): 4 — geological from the mapping data, 5 — erosion of sediments; 6 — thrusts; 7 — faults

определений скорости в сложнопостроенной зоне не исключается существование «ложных» структур), требуется проведение дополнительных сейсморазведочных работ и бурение скважин. На северном окончании горста Чернова в пределах автохтонного блока по ОГ в отложениях верхнего силура, нижнего и среднего девона подготовлена к глубокому бурению Сизимшорская структура (рис. 5). Перспективный объект представляет собой надвинутый на автохтон аллохтонный блок, состоящий из двух пластин: нижняя сложена отложениями в основном от силура до карбона включительно (в самой нижней части возможно присутствуют верхнеордовикские отложения), верхняя — отложениями от силура до верхней перми. Вследствие сильной дислоцированности пород в верхней аллохтонной пластине построения производились по данным геологического картирования.

Нефтегазоносность гряды Чернышева

Интерпретации геологического строения гряды Чернышева , механизма ее формирования и соответственно перспектив нефтегазоносности вызывают дискуссии ведущих специалистов [5-8]. На сегодняшний день нет единого мнения о генезисе этой структуры.

Территория характеризуется самой высокой плотностью локальных структур в Предуральском прогибе. С 1985 г. открыто всего 4 месторождения, при этом опоисковано более 10 структур, на которых в большинстве пробуренных скважин установлены лишь многочисленные нефте- и газопроявления. При этом степень обоснованности вывода структур из глубокого бурения с отрицательными результатами для различных объектов неодинакова.

Основная причина низкой результативности поисковых работ — слабая и неравномерная геологогеофизическая изученность территории. В связи с интенсивной раздробленностью осадочного чехла, сдваиванием разреза, ограниченностью объективных моделей ловушек, вводимых в бурение, необходимой и актуальной задачей является создание единообразной надежной региональной модели ее геологического строения. В 2017–2019 гг. на гряде Чернышева, на участке концентрации ранее выявленных структур, проведены работы по уточнению геолого-геофизической модели строения Сарьюгинского участка3. По итогам работ выделены и прослежены отражающие горизонты, характеризующие строение палеозойской части разреза и поверхности фундамента. Разработаны модели строения возможных природных резервуаров, зон нефтегазонакопления, подготовлены к глубокому бурению Восточно-Шарьюская,

Восточно-Сарьюгинская, Западно-Кымбожьюская, Западно-Сарьюгинская, Западно-Еджидъюская, Таб-ликаюская. Наиболее значительные ресурсы нефти категории D 0 оценены по Восточно-Шарьюской и За-падно-Еджидъюской структурам — 8,62 и 3,22 млн т нефти соответственно.

Ранее авторами статьи на основе анализа результатов геолого-разведочных работ высказывалось мнение о незавершенности регионального этапа изучения одних из наиболее перспективных силур-нижнедевонских отложений в южной части гряды Чернышева (Шарью-Заостренский и Яньюский сложнопостроенные блоки) [9]. Выбор вышеназванных объектов как первоочередных обоснован развитием более мощного, по сравнению с центральной и северной частями гряды, комплекса осадочных отложений, наиболее значимым количеством неразведанных ресурсов УВ, непосредственным перекрытием силур-нижнедевонских отложений региональной тиманско-саргаевской покрышкой.

Карбонатный среднеордовик-нижнедевонский НГК Шарью-Заостренского и Яньюского блоков гряды Чернышева бурением не изучен. В пределах Ша-рью-Заостренского блока, на Восточно-Шарьюской площади, была начата бурением поисковая скважина, остановленная на глубине 524 м из-за аварии. Возраст отложений, вскрытых скважиной, не установлен. На Пихтовой структуре Яньюского блока по всему разрезу, вскрытому поисковой скважиной до отложений верхнего девона, установлены признаки нефтегазоносности. С целью стратиграфической привязки отражающих горизонтов для более качественной и достоверной интерпретации данных сейсморазведки в пределах вышеназванных блоков на выявленной структуре Яньюская-II рекомендовано бурение параметрической скважины глубиной 5,5 км (силур) (рис. 6).

На гряде Чернышева установлена продуктивность силур-нижнедевонских (Усинокушшорская (аллохтон), Южно-Степковожская, Восточно-Адзьвинская), среднефранских, фаменских (Южно-Степковожская, Хоседаю-Неруюская, Восточно-Адзьвинская) и серпуховских (Хоседаю-Неруюская площади) отложений.

На Воргамусюрской площади из карбонатных линзовидных включений в соленосной толще ма-лотавротинского горизонта верхнего ордовика зафиксирован аварийный выброс смеси легкой нефти и газа. Из кавернозных, трещиноватых доломитов и известняков верхнего силура и нижнего девона в автохтонном залегании получены притоки нефти. Промышленная значимость залежи не оценивалась, так как не были нейтрализованы факторы, снизившие фильтрационно-емкостные свойства пород. В одновозрастных интервалах разреза Заостренской площади отмечены выпоты тяжелой нефти, в скв. 1 по материалам ГИС в кровле верхнего силура выделен продуктивный пласт. В скв. Харутамылькская-1

Рис. 6. Структура Яньюская-П (материалы ОАО «Севергеофизика», 2007)

Fig. 6. Yanyuskaya-ll structure (materials of Severgeofizika, 2007)

Рис. 7. Развитие различных стратиграфических уровней нижнепалеозойских отложений под региональной тиманско-саргаевской покрышкой в пределах гряды Чернышева и прилегающих районов

Fig. 7. Occurrence of different Lower Palaeozoic stratigraphic levels below the Timan-Sargaevsky regional seal within the Chernyshev Ridge and neighbouring areas

Хосолтинское

Колвинское

D3tm+sr

Подверьюское

Скв. Хоседаю-Неруюская-1

Скв. Берганты-Мылькская-3

Скв.

оседаю-

Скв. Берганты-Мылькская-1

Скв. Воргамусюрская-

Скв. Воргамусюрская-2

Скв. Харутамылькск

D1op

Скв. Заостренская-

Скв. Адакская

Скв. Адакская-1

Усино-кушшорское

Скв. Верхнеадзьвинская-1

Черпаюское

Скв. Поварницкая-1

Скв. Кочмесская-

1                 Скв. Кочмесская

Скв. Кочмесская-3

Скв. Поварницкая-8

Скв. Поварницкая-21

D3tm+sr D1sk

D3tm+sr D1op

D3tm+sr D1sk

-1

-1

-6

-1 3

Усино-кушшорское

1      2      3

1 — тектонические нарушения; 2 — месторождение нефти; линии стратиграфического срезания нижнепалеозойских отложений, выходящих под региональную верхнедевонскую покрышку ( 3 – 5 ): 3 — сотчемкыртинского горизонта нижнего девона, 4 — овинпармского горизонта нижнего девона, 5 — гребенского горизонта верхнего силура

• 1    — faults; 2 — oil field; lines of stratigraphic truncation of the Lower Palaeozoic deposits cropping under the Upper Devonian regional seal ( 3 – 5 ): 3 — Lower Devonian Sotchemkyrtinsky Horizon, 4 — Lower Devonian Ovinparmsky Horizon, 5 — Upper Silurian Grebensky Horizon

в нижнедевонской и силурийской частях разреза отмечено нефтенасыщение пород в керне, при опробовании — приток воды с пленкой нефти.

Перспективы нефтегазоносности вышеперечисленных площадей обусловлены благоприятным сочетанием структурного фактора с развитием зон стратиграфического срезания различных уровней нижнедевонских отложений (рис. 7). Во время перерывов в осадконакоплении карстовые процессы способствовали улучшению фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пластов.

При опробовании верхнедевонских отложений в скв. Адакская-2 получен приток нефти дебитом 0,63 м3. Верхнедевонские коллекторы характеризу ются низкой проницаемостью, установленная залежь — наличием аномально высокого пластового давления. В силу невозможности достоверно определить ее размеры, запасы залежи не оценивались.

Одним из основных поисковых объектов в пределах гряды Чернышева также являются карбонатные отложения каменноугольно-нижнепермского возраста. На Заостренской площади в отложениях среднего — верхнего карбона установлена залежь мальт, на Усинокушшорской структуре в ассельско-сакмар-ских карбонатных породах — непромышленная залежь вязкой нефти, на Воргамусюрской площади из артинских отложений получен непромышленный приток нефти, отмечено нефтенасыщение в керне, отобранном из каменноугольных отложений.

Отсутствие на сегодняшний день промышленных притоков на отдельных вышеназванных площадях связано как со сложным геологическим строением, так и с технологическими причинами. Например, на Воргамусюрской структуре испытание в эксплуатационной колонне проведено некачественно и только лишь спустя год после вскрытия пласта. При этом существующая модель строения тектонически ограниченной Воргамусюрской структуры неоднозначна. По мнению Б.П. Богданова, В.Б. Ростовщи-кова, Л.П. Недилюка и др., глубинные структурные построения, выполненные на основании временных разрезов, необходимо пересмотреть с учетом высоких скоростей в аллохтоне и врезанных отложений «низкоскоростного» триаса [10]. На Харутамыльк-ской площади бурение по каменноугольным отложениям (основному поисковому объекту) сопровождалось осложнениями.

В непосредственной близости к Воргамусюр-ской и Харутамылькской площадям остались нео-поискованными крупные перспективные поднадвиговые структуры — Восточно-Воргамусюрская, Малоадакская, Западно-Поварницкая, Анкешорская [11]. Севернее, в пределах Тальбейского блока гряды Чернышева, сейсморазведочными работами МОГТ-2D прошлых лет выявлены Северо- и Южно-По-падьювожские структуры, представляющие собой антиклинальные линейно вытянутые складки северо-восточного простирания. Амплитуда Северо-По-падьювожской складки с глубиной увеличивается от 650 м по ОГ IIs до 800 м по ОГ III 1 , Южно-Попа-дьювожской — выполаживается от молодых отложений к более древним. Нефтегазопоисковый интерес представляет также Восточно-Исакъюская структура, оконтуренная замкнутой изогипсой -1600 м в зоне распространения рифового комплекса отложений верхнего девона. Учитывая склоновое расположение рифа в современном структурном плане, ловушка может быть запечатана по восстанию налегающими на его глубоководный склон глинистыми осадками. Интерес для поисков скоплений УВ представляет поднадвиговая часть разреза (при, возможно, мень-

Рис. 8. Предполагаемая залежь нефти в верхнефранских отложениях Северо-Адзьвинской площади (материалы ООО «Тимано-Печорского Научно-исследовательского Центра»)

Fig. 8. The expected oil pool in the Upper Frasnian deposits of the North Adz’vinsky area

(materials of Timan-Pechorsky Research Centre)

1 и4211 м 1 2 п^п 3 ш ⁴ I 2824₂₉₅₅ ] ⁵ и ⁶

1 — основные отражающие горизонты; 2 — пробуренная поисковая скважина и ее забой, м; тектонические нарушения ( 3 , 4 ): 3 — установленное, 4 — предполагаемые; 5 — интервал опробования ИП; 6 — предполагаемая залежь нефти

1 — main reflectors; 2 — drilled prospecting well and its bottomhole, m; faults (3, 4): 3 — determined, 4 — supposed; 5 — interval of DST testing; 6 — expected oil pool шей дислоцированности осадочного комплекса и наличии крупных высокоамплитудных структур). Продуктивными здесь могут быть карбонатные отложения палеозоя от нижнепермских до ордовикских. Они залегают на доступных для бурения глубинах — от 3 до 6 км.

Недоизучена глубоким бурением серия Адзьвин-ских структур — Адзьвинская, Западно-Адзьвинская, Северо-Адзьвинская.

В 2017 г. ООО «Альмерида» проведен оперативный подсчет запасов залежей УВ доманикового горизонта верхнего девона, сотчемкыртинского и овинпармского горизонтов нижнего девона Вос-точно-Адзьвинского нефтяного месторождения. По величине начальных извлекаемых запасов месторождение относится к категории средних. В рамках геолого-разведочных работ на Адзьвинском лицензионном участке проведена переобработка и переинтерпретация архивных материалов сейсморазведки MOrT-2D (1985-1992) в комплексе с данными бурения. В результате уточнена структурно-тектоническая модель строения осадочного чехла от ордовикских до нижнепермских отложений включительно, переподготовлена к глубокому бурению Северо-Адзьвин-ская структура с ресурсами категории D0 9,213 млн т. Нефтегазопоисковый интерес представляют нижнекаменноугольные, нижне-верхнедевонские и верхнесилурийские отложения. В керне, отобранном в поисковой скв. Северо-Адзьвинская-1 из отложений силура, присутствует битумонасыщенный известняк, из нижнего девона — отмечены примазки нефти. При совместном опробовании овинпармских и гре-бенских отложений получен высокодебитный приток пластовой воды, при опробовании верхнефран-ско-фаменских отложений — приток нефти 1 м3/сут (рис. 8). По материалам ГИС пласты с улучшенными коллекторскими свойствами выделены в серпуховской части разреза. По результатам переобработки и переинтерпретации материалов сейсморазведки прошлых лет пересмотрено положение основных отражающих горизонтов. Пробуренная поисковая скважина оказалась не в оптимальных структурных условиях. Необходимо доизучение строения и перспектив нефтеносности Северо-Адзьвинской площади.

Выводы

Таким образом, на Воркутском поперечном поднятии и южных блоках гряды Чернышева, а также для нефтегазоперспективных комплексов поддома-никовой части разреза Косью-Роговской впадины и прилегающих территорий региональный этап изучения не завершен. Для осуществления объективной интерпретации ретроспективных материалов сейсморазведки МОГТ-2В, изучения в полном объеме стратиграфического разреза аллохтона и автохтона, скоростных характеристик вскрытого разреза, выявления коллекторов и покрышек необходимо бурение параметрических скважин. Для выбора дальнейших направлений и комплекса геолого-разведочных работ необходима тщательная комплексная переобработка ранее полученного сейсмического материала, анализ и его увязка с результатами глубокого бурения в одном «ключе» с целью построения надежной структурной основы. Для изучения характера распределения залежей в рифогенных толщах и закономерностей их формирования требуются дополнительные комплексные исследования. Для обеспечения системного подхода к планомерному изучению нераспределенного фонда недр северного сегмента Предуральского прогиба необходимо создание Программы геолого-разведочных работ с учетом стратегии работ компаний-недропользователей и текущего состояния лицензирования.