Палеотектонические условия формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Палеотектонические условия формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф)

Общая характеристика работы

Актуальность работы В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции прирост разведанных запасов нефти, полученный за 2004-2010 гг., в результате открытия новых месторождений, не компенсировал ее добычу. Одним из регионов провинции, где возможно эффективное воспроизводство разведанных запасов нефти, является недостаточно изученный сейсморазведочными работами и бурением Варандей-Адзьвинский авлакоген. В данном регионе по поддоманиковым нефтегазоносным комплексам (НГК), где сосредоточено до 40% неразведанных извлекаемых ресурсов нефти, могут быть подготовлены нетрадиционные и новые направления геологоразведочных работ (ГРР).

Цель исследования Научное обоснование приоритетных направлений, видов и объемов ГРР, обеспечивающих эффективные поиски месторождений углеводородов (УВ).

Для достижения намеченной цели решались следующие задачи:

- проведение анализа геолого-геофизической изученности;

- определение состояния ресурсной базы УВ;

- выявление специфичных черт геологического строения региона;

- выяснение особенностей распространения отложений, слагающих поддоманиковые НГК;

- установление типов ловушек УВ;

-реконструирование фанерозойской истории геологического развития поддоманиковых НГК;

- детализирование распространения установленных зон нефтегазонакопления (ЗНГН) и уточнение их строения;

- выделение новых перспективных ЗНГН, в том числе нетрадиционных, приуроченных к сдвиговым деформациям.

Научная новизна исследований На основе проведенных палеотектонического анализа и реконструкции фанерозойской истории геологического развития поддоманиковых НГК на отрезках времени, соответствующих каледонскому, герцинскому, альпийскому циклам тектогенеза, их стадиям и фазам, прослежена динамика формирования и длительность существования ЗНГН. Выделены новые перспективные ЗНГН, в том числе нетрадиционные, приуроченные к сдвиговым деформациям. С единых теоретических позиций проанализирована и обобщена научная информация совместно для суши и прилегающего шельфа.

Защищаемые положения

1. Разнообразные по морфологии и длительности формирования ЗНГН, выделяемые по сочетанию благоприятных условий генерации, миграции и аккумуляции УВ - результат последовательно проявлявшихся в фанерозое геотектонических режимов: континентального рифтогенеза, синеклизного, инверсии, складчато-надвиговых, изостазии.

2. Выявленная особенность размещения ЗНГН, выраженная в сосредоточении значительного количества залежей нефти в тектонических «узлах» пересечения структурных элементов различного генезиса (сдвиговые деформации - валы, сдвиговые деформации - зоны разломов).

3. Перспективы нефтегазоносности поддоманиковых отложений связаны со структурными формами древнего унаследованного заложения и «узлами» их пересечения.

4. Научно обоснованы приоритетные направления ГРР на УВ сырье.

Практическая значимость Результаты исследований могут быть использованы при планировании видов и объемов ГРР на нефть и газ за счет средств бюджетов федерального уровня, субъекта РФ и недропользователей. Выполненный в работе прогноз размещения перспективных ЗНГН, в том числе нетрадиционных, может служить основой для корректировки количественной оценки прогнозных ресурсов УВ и определения приоритетных направлений эффективного ведения ГРР.

Реализация работы Результаты исследований использовались при составлении научных отчетов по государственным контрактам «Роснедра» - «ВНИГНИ», экспертных заключений на Федеральные Программы работ по региональному изучению недр Северо-Западного ФО и на материалы по уточнению количественной оценки перспектив нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции; в Генеральных схемах развития нефтяной и газовой отрасли до 2020 и 2030 гг.; договоров с рядом компаний, проводивших ГРР в северо-западных и северных районах Европейской части РФ.

Апробация работы Результаты работы докладывались на научных совещаниях в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2007, 2009 гг.), на международной научной конференции в г.Сыктывкаре по проблеме «Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части РФ» (2007 г.), в г.Ухте на юбилейной научно-практической конференции, посвященной 70-летию ГУП РК ТП НИЦ «Эволюция взглядов на геологию и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции» (2008 г.), в г.Сыктывкаре на XV геологическом съезде Республики Коми (2009 г.), в г.Санкт-Петербурге (ВНИГРИ) и в г.Москве (ВНИГНИ) на Всероссийских конференциях молодых ученых и специалистов (2008-2011 гг.), на международной научно-практической нефтегазовой конференции «Евроарктика-2011» (Освоение углеводородных ресурсов Российской Арктики) в г.Нарьян-Маре, на международной конференции «Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция: перспективы освоения» в г.Москве (2011 г.).

Основные положения диссертации изложены в 8 статьях, из которых 5 являются самостоятельными. 6 статей опубликованы в рецензируемых научных журналах. Эти журналы входят в перечень ВАК, где должны быть представлены основные результаты диссертаций на соискание ученой степени доктора или кандидата геолого-минералогических наук.

Структура и объем работы Диссертационная работа общим объемом 148 страниц состоит из введения, 5 глав, заключения, содержит 59 рисунков, 24 таблицы. Библиография включает 83 наименования.

Фактический материал При составлении геологических документов использовались фондовые и опубликованные данные ОАО «Архангельскгеолдобыча», ФГУП «Ухтанефтегазгеология», ТП НИЦ, «Нарьян-Марсейсморазведка», «Севергеофизика», Коми Научный Центр Уральского отделения РАН, ООО «Газфлот», ВНИИокеангеология, ВНИГНИ, ВНИГРИ, ВНИИГАЗ, ИГиРГИ, ГНЦ ФГУ ГП «Южморгеология» и других производственных и научных организаций.

Работа основана на анализе теоретических и методических разработок Л.З. Аминова, Т.К. Баженовой, А.А. Бакирова, М.Д. Белонина, Л.Т. Беляковой, В.И. Богацкого, М.М. Богданова, Г.В. Важенина, Б.Я. Вассермана, В.П. Гаврилова, С.Н. Горецкого, Н.С. Грамберга, Ю.Н. Григоренко, Е.Б. Груниса, С.А. Данилевского, В.Н. Данилова, М.В. Дахновой, В.А. Дедеева, А.Д. Дзюбло, В.И. Ермолкина, Е.В. Захарова, К.А. Клещева, В.С. Коваленко, Н.Г. Корюкиной, А.Я. Кремса, В.Н. Макаревича, С.П. Максимова, Н.А. Малышева, В.Вл. Меннера, С.Г. Неручева, Н.И. Никонова, Н.С. Окновой, Н.В. Перемышленниковой, О.М. Прищепы, В.Б. Ростовщикова, А.В. Ступаковой, О. И. Супруненко, Е.Л. Теплова, Н.И. Тимонина, Г.Д. Удота, В.П. Филиппова, В.Е. Хаина, А.М. Хитрова, В.А. Холодилова, И.М. Шахновского, В.В. Юдина и других исследователей.

Достижение намеченной цели и решение поставленных задач реализовалось путем анализа и обобщения данных бурения параметрических, поисковых и разведочных скважин, площадного и регионального сейсмопрофилирования, геохимических исследований.

Диссертация выполнена во время обучения в очной аспирантуре Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина (2008-2011 гг.) и работы во ВНИГНИ (2006 г. - настоящее время).

Диссертант благодарит научного руководителя д.г.-м.н., профессора В.П. Филиппова за помощь на протяжении всей работы над диссертацией. Автор признателен заведующему кафедрой «Теоретических основ поисков и разведки нефти и газа», д.г.-м.н., профессору В.Ю. Керимову, д.г.-м.н., профессору В.И. Ермолкину.

За ценные советы и рекомендации автор благодарен заведующему сектором «Перспектив нефтегазоносности Северных районов Европейской части РФ и обоснования направлений геологоразведочных работ» ВНИГНИ, к.г.-м.н. М.М. Богданову. За помощь в работе и поддержку автор выражает благодарность специалистам ВНИГНИ - заведующему отделением, д.г.-м.н. Б.А. Соловьеву, заведующему отделом М.Б. Келлеру, геологам О.А. Гриневой и С.А. Луковой.

Содержание работы

В первой главе изложены результаты проведения анализа геолого-геофизической изученности и состояния ресурсной базы УВ сырья.

Установлено, что региональный этап ГРР для поддоманиковых НГК не завершен. Не изучены региональными ГРР сдвиговые деформации в наиболее погруженной части Мореюской впадины. Суша региональной сейсморазведкой изучена на порядок выше, чем шельф. Параметрическим бурением НГК освещены недостаточно. Поисковым и разведочным бурением поддоманиковые отложения суши разведаны и разбурены на порядок выше, чем шельфа.

Выяснено, что в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском и терригенном среднедевонско-нижнефранском НГК имеются значительные резервы для воспроизводства разведанных запасов нефти. В структуре неразведанных ресурсов (С₃+D) нефти преобладают категория D₁ на суше и D₁, D₂ - на шельфе.

Во второй главе представлены результаты выявления специфичных черт геологического строения региона, выяснения особенностей распространения отложений, слагающих поддоманиковые НГК, и установления типов ловушек.

Варандей-Адзьвинский авлакоген (50-70х250 км) расположен в северо-восточной части Печорской плиты. Блок байкальского фундамента авлакогена представляет собой ассиметричный межразломный прогиб северо-западного простирания. Складчатый фундамент сложен позднепротерозойскими метаморфическими породами с интрузивными образованиями. Блок фундамента входит в состав Хорейверского мегаблока, который на востоке сочленяется с Пайхойским мегаблоком по Вашуткина-Талотинской зоне разломов, на юго-востоке и юге - с мегаблоком северного звена Предуральского прогиба. Северной границей Варандей-Адзьвинского блока фундамента является Северо-Мореюский сдвиг, отделяющий его от Долгинского выступа. На западе по Варандейской системе разломов блок фундамента граничит с Большеземельским сводом.

В пределах блока фундамента выделяются Варандейская дизъюнктивная ступень, Морею-Верхнеадзьвинская депрессия, осложненная Хайпудырской котловиной, Медынско-Сарембойская зона дизъюнктивных складок. Региональными сдвигами (Северо-Мореюский, Южно-Печороморский, Хайпудырский, Верхнеадзьвинский, переходящий в Чернова) блок фундамента расчленен на четыре сегмента. Глубина залегания фундамента изменяется от 7,5-8,5 км в северной и центральной частях до 6,0-7,0 км на востоке и юге. Скважинами фундамент не вскрыт.

По осадочному чехлу авлакоген на крайнем северо-западе и севере сочленяется с Гуляевско-Долгинской структурной зоной, на западе по Варандейской зоне разломов - с Хорейверской впадиной. На крайнем северо-востоке авлакоген граничит с Русановской складчато-надвиговой зоной Припайхойско-Приновоземельского мегапрогиба, на востоке ограничен Вашуткина-Талотинским надвигом Коротаихинской впадины, на юго-востоке и юге - грядой Чернышева Предуральского прогиба. Большей своей частью авлакоген располагается в пределах суши, продолжаясь на шельф на расстояние 30-50 км. В работе представлены геологические модели сочленения Варандей-Адзьвинского авлакогена с его обрамлением.

По поверхности карбонатного среднеордовикско-нижнедевонского НГК в авлакогене локализованы структуры второго порядка: валы Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинский, Мядсейско-Медынский, Талотинский, Юраюский и Мореюская впадина (рисунок). В работе структуры II порядка охарактеризованы по морфологии, приуроченности локальных объектов и глубинам залегания.

По времени заложения выделяется три группы разломов: рифейского, вендско-раннепалеозойского, позднепалеозойско-раннемезозойского. Среди рифейских разломов к мантийным относятся наиболее крупные - Черкаю-Пылемецкий, Илыч-Чикшинский, входящие в состав Припечорской системы разломов; к коровым - Варандейский и Вашуткина-Талотинский. Припечорская система разломов разделяет Печорскую плиту на два геоблока - Тиманский и Печороморско-Большеземельский. Варандейский и Вашуткина-Талотинский разломы ограничивают авлакоген соответственно с запада и востока.

Коровые разломы вендско-раннепалеозойского заложения представлены преимущественно сдвигами, ориентированными в субширотном направлении. Сдвиги - правосторонние. Сдвиговые деформации подтверждены в Печоро-Колвинском, Варандей-Адзьвинском авлакогенах, в Хорейверской впадине и в обнажениях Северного Урала.

Разломы позднепалеозойско-раннемезозойского проявления, относящиеся к группе коровых, установлены в Предуральском прогибе (Главный Западноуральский, Адагский, Патраковский, Кырташорский, Интинский и другие) и Коротаихинской впадине. В работе приведена характеристика разломов, выполнен обзор взглядов на время проявления сдвиговых деформаций. Принята точка зрения, в соответствии с которой сдвиговые деформации проявились в вендский период - раннепалеозойскую эру. Установлено, что по геометрическому, кинематическому и динамическому (генетическому) признакам Варандей-Адзьвинская структура I порядка относиться к авлакогену, а не к «структурной зоне».

В поддоманиковых отложениях Варандей-Адзьвинского авлакогена выделяется два НГК - карбонатный среднего ордовика - нижнего девона и терригенный среднего девона - нижнего франа.

Отложения среднего и верхнего ордовика скважинами не вскрыты. Нижнесилурийские отложения вскрыты не на полную мощность на валах Сорокина и Гамбурцева. При описании литофациальных особенностей поддоманиковых отложений использованы материалы ВНИГРИ (2009 г.).

Лландоверийский ярус нижнего силура представлен известняками глинистыми, доломитизированными, образовавшимися на мелководном шельфе. В верхней части яруса глинистость отложений уменьшается. Венлокский ярус нижнего силура сложен известняками, чередующимися с вторичными доломитами, содержащими незначительную примесь глинисто-алевритового материала.

Верхнесилурийские отложения, представленные гердъюским и гребенским горизонтами, согласно перекрывают нижнесилурийские. Гердъюский горизонт мощностью 550 м сложен чередованием известняков, доломитов, мергелей и аргиллитов. В связи с регрессией морского бассейна в начале и конце гердъюского времени отмечается резкое усиление роли терригенной составляющей. В разрезе гребенского горизонта преобладают известняки и мергели, реже - аргиллиты. Мощность горизонта - 275 м. В северной части Варандей-Адзьвинского авлакогена разрез гребенского горизонта - карбонатно-глинистый и не содержит коллекторов.

Отложения нижнего девона представлены в объеме лохковского, пражского и эмского ярусов. По линии сейсмопрофиля 20491-13РС фиксируется согласное залегание отложений нижнего девона с верхнесилурийскими.

Лохковскому ярусу соответствуют овинпармский и сотчемкыртинский горизонты. В скважинах максимальные мощности овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов составляют 480 м и 415 м соответственно. Данным горизонтам отвечают хатаяхинская и торавейская свиты.

Хатаяхинская свита сложена глинисто-карбонатной и известково-доломитовой толщами; торавейская - терригенно-карбонатной и ангидрито-доломитовой. По мнению А.М. Хитрова (1987 г.), ангидрито-доломитовая толща торавейской свиты выполняет роль ложной покрышки. Региональной истинной покрышкой для карбонатного среднеордовикско-нижнедевонского НГК является толща глин тиманско-саргаевского возраста.

Пражский ярус выделяется в объеме наульской свиты, которая сложена двумя пачками пород - глинисто-песчаной и доломитовой с прослоями ангидритов. Максимальные мощности пачек 74 и 61 м соответственно. В скважинах установлено согласное залегание свиты с сотчемкыртинским горизонтом лохковского яруса.

Эмскому ярусу соответствует варандейская свита, которая представлена переслаиванием аргиллитов, песчаников и известняков. Наибольшая ее мощность по данным бурения (150 м) установлена на Тобойской площади Мядсейско-Медынского вала. В Мореюской впадине по данным сейсмопрофилирования (профиль Р-1-VI) мощность варандейской свиты достигает 200-300 м. Продуктивность эмских отложений не установлена. Граница между наульской и варандейской свитами - согласная (профиль Р-1-VI). Свиты распространены только в северной части авлакогена.

В среднеордовикско-нижнедевонском НГК выделено три зоны развития регионального природного резервуара, связанного с мелководно-шельфовыми отложениями. В работе приведена в графической форме их характеристика.

Отложения среднего девона отличаются ограниченным распространением. Средний девон представлен только эйфельским ярусом в объеме леккейягинской свиты, возраст которой определен как кедровско-омринский. Разрез сложен алевролитами и аргиллитами, кварцевыми мелкозернистыми песчаниками, переслаивающимися с известняками. Максимальная мощность среднедевонских отложений (156 м) установлена на Западно-Леккейягинской площади и уменьшается в восточном направлении к Сарембойской (сейсмопрофиль 20892-04РС).

Поддоманиковая часть франского яруса представлена только тиманским и саргаевским горизонтами. Отложения тиманского горизонта сложены аргиллитами, песчаниками, с редкими прослоями карбонатно-терригенных пород. Коллекторы приурочены к линзам песчаных пород (Седьягинская площадь). Разрез саргаевского горизонта представлен известняками глинистыми, мергелями, аргиллитами. В региональном плане характерно возрастание карбонатности тиманско-саргаевских отложений в юго-восточном направлении, с чем связано усиление их неоднородности и ухудшение качества покрышки. Объем тиманского горизонта и его граница с саргаевским носят условный характер. На сейсмогеологических профилях эта часть разреза выделяется как единая толща.

В среднедевонско-нижнефранском НГК выделено две зоны развития регионального природного резервуара, связанного с мелководно-морскими отложениями. В работе приведена в графической форме их характеристика.

В поддоманиковых НГК установлено три типа ловушек УВ - структурные, стратиграфические и литологические. Ловушки структурного типа преобладают в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НГК. В данном типе ловушек, наряду с антиклинальным фактором экранирования залежей нефти, выделяются сбросовый или взбросовый. Ловушки структурного типа со сбросовым экранированием, приуроченные к сдвиговым деформациям вендско-раннепалеозойского заложения, выявлены на Лаявожской, Усинской, Возейской, Харьягинской, Северо-Харьягинской, Северо-Лаявожской, Ярейюской, Северо-Мишваньской (Печоро-Колвинский авлакоген), Варандейской, Наульской, Лабоганской площадях (Варандей-Адзьвинский авлакоген).

В раннегерцинскую стадию тектогенеза при синеклизном геотектоническом режиме ловушки такого типа сохраняли свои формы. В средне- и позднегерцинскую стадии тектогенеза их форма была трансформирована инверсионными и складчато-надвиговыми движениями. В результате в зонах пересечения сдвиговых деформаций с валами Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинским, Мядсейско-Медынским образовались структурные ловушки со взбросовым экранированием. В относительно стабильных районах (Мореюская впадина), не подвергшихся интенсивной переработке инверсионными и складчато-надвиговыми движениями, могли сохраниться ловушки структурного типа со сбросовым экранированием. В работе графически показана принципиальная модель трансформации во времени ловушек такого типа.

Ловушки стратиграфического типа в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НГК образовались в результате неравномерного размыва отложений и последующего перекрытия надежной тиманско-саргаевской покрышкой (Требса, Титова, Колвинская).

Ловушки литологического типа преобладают в эйфельских и тиманско-саргаевских отложениях на валах Сорокина (Седьягинская), Мядсейско-Медынском (Медынская, Мядсейская, Тобойская, Перевозная), Сарембой-Леккейягинском (Сарембой-Леккейягинская, Западно-Леккейягинская).

В третьей главе приведены результаты реконструирования палеотектонических условий формирования ЗНГН в поддоманиковых отложениях, анализа их формационного облика и нефтегазового потенциала.

Процесс формирования ЗНГН в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НГК протекал в течение трех циклов тектогенеза - каледонского, герцинского и альпийского, в терригенном среднедевонско-нижнефранском - герцинского и альпийского. Циклы тектогенеза, их стадии и фазы выделены согласно тектоногенетическому расчленению осадочного чехла.

Формационный облик отложений среднего ордовика - нижнего девона - терригенно-карбонатный. В составе формации выделяются субформации: галогенно-терригенно-карбонатная средне-позднеордовикского возраста; известняково-доломитовая силурийского; терригенно-сульфатно-карбонатная раннедевонского. Толщина формации - 2000-4500 м.

Формационный облик отложений, слагающих среднедевонско-нижнефранский НГК - сероцветный олигомиктовый терригенный. В составе формации выделяются глинисто-песчаная субформация и алевролито-глинистая с прослоями глинистых известняков. Толщина формации - 20-230 м.

Нефтегазоматеринские горизонты (НГМГ) в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НГК скважинами вскрыты в отложениях нижнего и верхнего силура, нижнего девона (Т.К. Баженова и др. 2008 г.). Концентрация органического (некарбонатного) углерода-носителя и «индикатора» органического вещества (С_нк) в НГМГ нижнего силура составляет 0,3-0,5%. Мощность НГМГ - 150-200 м. Плотность эмиграции жидких УВ из НГМГ нижнего силура оценивается в 500-1000 тыс. т/км². НГМГ отнесены к субдоманиковому типу.

Зона распространения верхнесилурийских НГМГ совпадает с нижнесилурийскими. Концентрация С_нк - 0,5-0,7%. Мощность НГМГ колеблется от 200 до 400 м. Плотность эмиграции жидких УВ из НГМГ верхнего силура оценивается в 1000-2000 тыс. т/км². НГМГ относятся к субдоманиковому типу.

Нижнедевонские НГМГ состоят из глинисто-карбонатных пачек овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов. Значения С_нк изменяются от 0,5 до 0,7%. Мощность НГМГ - 100-400 м. Плотность эмиграции жидких УВ составляет 500-2000 тыс. т/км². НГМГ относятся к субдоманиковому и доманиковому типам. Фациально-генетический тип ОВ НГМГ нижнего и верхнего силура - сапропелевый, нижнего девона - гумусово-сапропелевый.

В терригенном среднедевонско-нижнефранском НГК выделены НГМГ только в отложениях тиманско-саргаевского возраста. Содержание С_нк в НГМГ составляет 0,5-0,7%. Мощность изменяется от 50 до 100 м. Фациально-генетический тип ОВ - гумусово-сапропелевый. Плотность эмиграции жидких УВ из НГМГ оценивается в 100-500 тыс. т/км².

Катагенез ОВ НГМГ в подошве верхнесилурийских отложений отвечает градациям МК₃-АК₁. Катагенетическая превращенность ОВ НГМГ в подошве нижнего девона изменяется от МК₂ до МК₃. ОВ НГМГ в подошве верхнего девона преобразовано до стадий МК₁-МК₂. Палеоглубина верхней границы главной зоны нефтеобразования (ГЗН) для авлакогена принята на уровне 1,5 км (катагенез ОВ - МК₁, палеотемпература - 80-90°С). Нижняя граница ГЗН определена в 3,0 км (катагенез ОВ - МК₄, палеотемпература - 150°С).

В истории тектонического развития Варандей-Адзьвинского авлакогена важнейшим событием в конце каледонского цикла тектогенеза (раннедевонская эпоха) при режиме континентального рифтогенеза стало образование структурных предпосылок (зональных, локальных) формирования ЗНГН. Это - контролируемая рельефом фундамента Мореюская впадина, осложняющие ее Хайпудырская котловина и синклинали, заполненные карбонатными осадками толщиной до 4500 м. К концу каледонского цикла тектогенеза обозначились и положительные структурные формы (районы скв. Медынское море-2; Восточно-Сарембойская, 1; Долгинская, 2; Юраюская, 1).

Локальной предпосылкой явилось наличие ловушек со сбросовым экранированием, приуроченных к сдвиговым деформациям вендско-раннепалеозойского заложения. В результате развития сдвиговых деформаций геологическое пространство среднеордовикско-нижнедевонского НГК было расчленено на четыре сегмента. Каледонский цикл тектогенеза был созидающим в формировании фильтрационно-емкостных свойств НГК. Нефтегенерация в раннедевонскую эпоху не могла быть результативной из-за размыва покрышек.

В раннегерцинскую стадию тектогенеза (среднедевонская эпоха - турнейский век) преимущественно при синеклизном режиме образовались новые структурные формы - валы Мядсейско-Медынский, Сарембой-Леккейягинский. Юраюское поднятие расширило свои контуры и сместилось в восточном направлении. Контуры Хайпудырского осложнения стали менее резкими. Продолжало существовать Долгинское поднятие. В среднедевонскую эпоху - турнейский век НГМГ S₂, D₁ находились в ГЗН, а основная часть НГМГ S₁ - в главной зоне газообразования (ГЗГ).

К концу раннегерцинской стадии тектогенеза в пределах Мядсейско-Медынского и Сарембой-Леккейягинского валов с амплитудами 200-350 м сформировались одноименные палео ЗНГН с залежами нефти в тектонически экранированных ловушках. Источником УВ для палео ЗНГН могли быть НГМГ Мореюской впадины. Углы наклона проводящих УВ толщ составляли 10-20 м/км - на севере, востоке и 7 м/км - на юго-востоке. В качестве нетрадиционных форм, способных аккумулировать УВ уже в раннегерцинскую стадию тектогенеза, рассматриваются ловушки со сбросовым экранированием. Наклон проводящих УВ толщ от источников генерации к палео ЗНГН присдвигового типа был выше критического - 10-15 м/км. В работе приведен обзор взглядов ведущих ученых на перспективы нефтегазоносности сдвиговых деформаций.

К завершению раннегерцинской стадии тектогенеза НГМГ тиманско-саргаевского возраста находились на глубинах менее 1,5 км и не достигли ГЗН. Однако, как показал анализ геолого-геохимической информации, в эйфельские отложения, находящиеся под тиманско-саргаевской покрышкой, жидкие УВ могли поступать. Источником жидких УВ были НГМГ среднеордовикско-нижнедевонского НГК, вступившие в ГЗН.

Среднегерцинская стадия тектогенеза (визейский век - позднекаменноугольная эпоха) при инверсионном режиме характеризуется незначительными изменениями контуров существовавших ранее структурных форм поверхностей поддоманиковых НГК. Амплитуды валов и поднятий составляли 150-200 м на севере и востоке, 50-70 м - на юго-востоке. По сочетанию условий генерации, миграции, аккумуляции УВ продолжали существовать благоприятные условия формирования ЗНГН в пределах сдвиговых деформаций. НГМГ нижнего силура находились в ГЗГ, верхнего силура и нижнего девона - в ГЗН.

Среднегерцинская стадия тектогенеза характеризуется вступлением тиманско-саргаевских НГМГ в ГЗН. К концу позднекаменноугольной эпохи эти НГМГ находились на глубинах 1,5-2,2 км. Залежи нефти в тиманско-саргаевских отложениях могли сформироваться путем отжатия жидких УВ из глинистых отложений в песчаные линзы. В эйфельские отложения на их контакте с карбонатными нижнедевонскими продолжался переток жидких УВ, которые мигрировали вверх по восстанию пластов. Углы наклона проводящих толщ в этот период времени составляли 15-20 м/км. Сочетание оптимальных условий генерации, миграции УВ и структурообразования позволяет считать среднегерцинскую стадию тектогенеза значительным событием в геологической истории формирования ЗНГН.

Начальная фаза позднегерцинской стадии тектогенеза (пермский период) характеризуется при инверсионном режиме изменениями структуры поверхностей поддоманиковых НГК. Очаг генерации УВ с амплитудой погружения до 400 м распространился из Хайпудырского осложнения на юг. Образовался новый очаг генерации УВ - Хайпудырско-Междуреченский. НГМГ S₁ и в значительном объеме S₂ находились в ГЗГ, D₁ и кровли D₃f₁ - в ГЗН.

В восточной и южной частях авлакогена в результате инверсии образовался Сарембой-Черпаюский свод с двумя вершинами - Сарембойской и Черпаюской. Увеличился по площади Мядсейско-Медынский вал. В оптимальных по условиям генерации, миграции и аккумуляции УВ оставались сдвиговые деформации. Углы наклона проводящих УВ толщ превышали критические - более 3 м/км. В пермский период были заложены структурные предпосылки формирования ЗНГН на валах Сорокина, Гамбурцева. Долгинское поднятие в результате структурной перестройки оказалось гипсометрически ниже Мореюской впадины.

В заключительную фазу (раннекиммерийскую) позднегерцинской стадии тектогенеза (триасовый период - раннеюрская эпоха) при складчато-надвиговом режиме произошло окончательное становление структурных планов поддоманиковых НГК, близких к современным. В работе приведены уточненные палео- и современная геологические карты, подтверждающие данное положение. Тиманско-саргаевские НГМГ к концу раннеюрской эпохи находились в ГЗН, а большая часть НГМГ среднеордовикско - нижнедевонского НГК - в ГЗГ. Структурообразующие движения двух типов - тангенциальные и вертикальные были дифференцированы и контрастны.

В результате наложения раннекиммерийских складчато-надвиговых движений образовались валы, контролирующие ЗНГН - Сорокина, Гамбурцева, Талотинский и Вашуткина-Талотинский. Поднятие в районе параметрической скв. Юраюской, 1 было перекрыто на юге надвиговыми дислокациями гряды Чернышева. В результате образовались две ЗНГН - Северо-Юраюская и Южно-Юраюская. Амплитуда Мядсейско-Медынского вала по поверхностям поддоманиковых НГК к концу раннеюрской эпохи составляла 400 м; Сарембой-Леккейягинского - 300 м; Талотинского - 50 м; Сорокина - 50-200 м; Гамбурцева - 50-100 м. Углы наклона проводящих УВ толщ оставались высокими.

Альпийский цикл тектогенеза (среднеюрская эпоха - четвертичный период) не привел к изменениям в размещении ЗНГН. Происходило изостатическое выравнивание рельефа авлакогена. Поверхности фундамента и поддоманиковых НГК приобрели региональный наклон на север, составляющий 5-6 м/км.

В четвертой главе представлены результаты детализирования распространения установленных ЗНГН, уточнения их строения и выделения новых перспективных ЗНГН.

В карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском НГК локализована 21 ЗНГН: 1) 5 - в пределах сдвиговых деформаций вендско-раннепалеозойского заложения (Северо-Мореюская, Южно-Печороморская, Хайпудырская, Верхнеадзьвинская, Чернова), в т.ч. 1 - осложненная взбросом (Чернова); 2) 7, приуроченных к валам и поднятиям древнего (ранне-среднегерцинская стадии тектогенеза) заложения и длительно развивавшимся (Долгинская, Мядсейско-Медынская, Сарембой-Леккейягинская, Северо-Юраюская, Южно-Юраюская, Средне-Талотинская, Падимейская), в т.ч. 2 - перекрытые надвигами в триасовый период - раннеюрскую эпоху (Южно-Юраюская, Средне-Талотинская); 3) 6, сосредоточенных в инверсионных структурных формах, образованных в пермский период - раннеюрскую эпоху (Северо-Варандейская, Верхне-Варандейская, Средне-Варандейская, Южно-Варандейская, Нижне-Варандейская, Гамбурцева), в т.ч. 1 (Нижне-Варандейская), перекрытая надвигом в триасовый период - раннеюрскую эпоху; 4) 3, находящихся в автохтоне молодых валов (Вашуткина-Талотинская, Северо-Талотинская, Южно-Талотинская).

Установленные ЗНГН характеризуются преимущественно средними фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов и дебитами нефтяных скважин. Тип коллектора - порово-трещинный. Ловушки - структурного типа со взбросовым экранированием. Среди перспективных ЗНГН выделены нетрадиционные, приуроченные к сдвиговым деформациям. Их протяженность - 70-100 км. Нетрадиционные ЗНГН характеризуются развитием ловушек структурного типа со сбросовым экранированием. Ловушки - среднеамплитудные. В перспективных традиционных ЗНГН установлены нефте- и газопроявления, выявлены и подготовлены локальные объекты, известны типы ловушек и глубины залегания сейсмических ОГ.

В терригенном среднедевонско-нижнефранском НГК локализовано и детализировано распространение 4 ЗНГН: 1) 2, приуроченных к валам древнего заложения и длительно развивавшимся (Западно-Леккейягинская, Тобойская); 2) 1 - в зоне регионального выклинивания эйфельских отложений (Верхне-Хайпудырская); 3) 1, находящаяся в пределах инверсионной структурной формы, образованной в пермский период (Седьягинская). ЗНГН характери-зуются средними и высокими ФЕС коллекторов. Тип коллектора - поровый. Ловушки структурные и литологические.

В главе 5 приведены результаты научного обоснования приоритетных направлений региональных, поисковых и разведочных ГРР на УВ сырье, их видов и объемов. Выделено два приоритетных направления региональных исследований.

Направление 1. Перспективная (нетрадиционная) ЗНГН Чернова. Рекомендуется бурение параметрической скважины. Цель - оценка перспектив нефтегазоносности нетрадиционных ЗНГН. Точку заложения скважины необходимо определить путем совместной переинтерпретации данных сейсморазведки, полученных по площадным работам и региональному профилю Р-46. Глубина скважины - 4500 м. Возраст отложений на забое - силур.

Направление 2. Мореюская впадина с неустановленной нефтегазоносностью в поддоманиковых отложениях и неизученная региональным сейсмопрофилированием по простиранию. Впадина характеризуется высокой залицензированностью недр. Это не позволяет проложить в Мореюской впадине меридиональный региональный сейсмопрофиль. Поэтому, необходимо составить по материалам ранее выполненных площадных работ композитный сейсмопрофиль протяженностью 400 пог. км.

Поисковые и разведочные ГРР следует сконцентрировать на четырех направлениях.

Направление 1. Присдвиговые (Северо-Мореюская, Южно-Печороморская, Хайпудырская, Верхнеадзьвинская, Чернова) и новые (Северо-Юраюская, Верхне-Хайпудырская) ЗНГН. Необходимо проведение поисковых сейсморазведочных работ, направленных на выявление локальных объектов и дальнейшую их подготовку под глубокое бурение.

Направление 2. Южно-Юраюская, Сарембой-Леккейягинская, Мядсейско-Медынская ЗНГН. Рекомендуется подготовка выявленных объектов под глубокое бурение.

Направление 3. Подготовленные локальные структуры. Ранжированы как первоочередные - Северо-Черпаюская (ЗНГН Гамбурцева), Кыктыская (Северо-Юраюская ЗНГН), Сизимшорская (Север Воркутского поперечного поднятия). Для их опоискования и разведки необходимо пробурить 15 скважин. Объем бурения - 66,0 тыс. м.

Направление 4. Доизучение разрабатываемых, подготовленных к промышленному освоению месторождений нефти. Всего 8. Цель - перевод предварительно оцененных запасов нефти в разведанные.

Заключение

Основные результаты проведенных исследований сводятся к следующему.

1. Региональный этап ГРР для поддоманиковых отложений не завершен.

2. Состояние предварительно оцененных запасов и неразведанных ресурсов нефти свидетельствует о значительных потенциальных возможностях воспроизводства разведанных ее запасов.

3. Приведены геологические аргументы в пользу отнесения Варандей-Адзьвинской структуры I порядка к авлакогену, а не к «структурной зоне». Выполнены геологические модели перспективных на нефть и газ зон сочленения авлакогена с его обрамлением.

4. Выяснены особенности распространения отложений, слагающих поддоманиковые НГК. Установлена зональность в размещении региональных природных резервуаров поддоманиковых НГК.

5. Залежи нефти контролируются ловушками структурного, литологического и стратиграфического типов. Наиболее широкое распространение имеют ловушки структурного типа со взбросовым экранированием. Этот тип ловушек приурочен к инверсионным структурным формам. Сбросовым экранированием характеризуются ловушки, развитые в сдвиговых деформациях, не подвергшихся интенсивной переобработке инверсионными и складчато-надвиговыми движениями.

6. По результатам проведенных палеореконструкций установлено разнообразие структурных форм, контролирующих ЗНГН, в том числе нетрадиционные (сдвиговые деформации). Это разнообразие обусловлено последовательно проявлявшимися в фанерозое геотектоническими режимами - континентального рифтогенеза, синеклизного, инверсии, складчато-надвиговых, изостазии.

7. Анализ распространения установленных и выполненный прогноз размещения перспективных ЗНГН по площади и разрезу поддоманиковых НГК, характеристика их ФЕС, типов коллекторов, дебитов нефтяных скважин, особенностей строения ловушек могут быть использованы при уточнении количественной оценки перспектив нефтегазоносности.

8. С целью подготовки выделенных перспективных ЗНГН для поисков месторождений УВ научно обоснованы приоритетные направления региональных ГРР, их виды и объемы.

9. Даны рекомендации по концентрации поисковых и разведочных работ на УВ сырье.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

нефтегазонакопление геологический авлакоген

1. Зоны нефтегазонакопления и приоритетные направления воспроизводства запасов УВ сырья в южной части Тимано-Печорской провинции. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 7. М., 2007. - С. 32-43 (совместно с Богдановым М.М., Флоренской Т.В., Алешиной Н.В.)

2. Варандей-Адзьвинский авлакоген: прогноз зон нефтегазонакопления в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском комплексе и обоснование приоритетных региональных геологоразведочных работ. // Сборник научных статей ВНИГНИ. - М., 2008. - С. 87-97.

3. Зоны сочленения Хорейверской впадины с ее обрамлением - перспективные направления региональных геологоразведочных работ на нефть. // Сборник научных статей ВНИГНИ. М., 2008. - С. 76-87 (совместно с Богдановым М.М.)

4. Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский авлакогены: формирование зон нефтегазонакопления в карбонатном верхневизейско-нижнепермском комплексе и приоритетные направления региональных геологоразведочных работ. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 7. М., 2008. - С. 15-32.

5. Варандей-Адзьвинский авлакоген (суша, Печороморский шельф): «Зоны нефтегазонакопления в карбонатном среднеордовикско-нижнедевонском комплексе и приоритетные направления геолого-разведочных работ на углеводородное сырье». Геология, нефти и газа. № 2. М., 2009. - С. 10-21.

6. Зоны нефтегазонакопления и приоритетные направления воспроизводст-ва запасов нефти в карбонатных комплексах Варандей-Адзьвинского авлакогена (суша, Печороморский шельф). Электронный журнал «Нефтегазовая геология. Теория и практика», Выпуск № 1, 2010 г.

7. Зоны сочленения структур, обрамляющих и осложняющих Варандей-Адзьвинский авлакоген (суша, Печороморский шельф) - перспективные объекты геологоразведочных работ на углеводородное сырье. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 8. М., 2010. - С. 40-50.

8. Палеотектонические условия формирования и прогноз размещения зон нефтегазонакопления в северо-восточных районах Тимано-Печорской провинции (суша, Печороморский шельф). Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 6, 7. М., 2011. - С. 13-25 (№ 6), 20-26 (№ 7) (совместно с Богдановым М.М.).

Размещено на Allbest.ru