В данной работе выявлены основные перспективы нефтегазоносности в отложениях поддоманикового комплекса

ОБМЁТКО В.В.
ФГУПИГиРГИ, Россия

Поддоманиковый комплекс пород, включающий в себя отложения от ордовика до верхнего девона, является наиболее древним в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции (ТПП). Из-за больших глубин залегания и трудностей проведения геолого-геофизических исследований в акваториях поддоманиковые отложения на данный момент мало изучены.

В то же время, на территории суши с ними связаны едва ли не самые крупные скопления УВ в ТПП. В данной работе, на базе анализа накопленной геолого-геофизической информации, а так же используя основные итоги исследований специалистов научно-исследовательских институтов (ИГиРГИ, ВНИИОкеангеология ТПНИЦ и др.) были выявлены основные перспективы нефтегазоносности в отложениях поддоманикового  комплекса.

В состав поддоманиковых отложений входят среднеордовикско-нижнедевонский и серднедевонско-франский нефтегазоносные комплексы (НГК).

В объеме среднеордовикско-нижнедевонский НГК выделяются средне-верхнеордовикский глинисто-карбонатный, нижнесилурийско-лудловский карбонатный, верхнесилурийский (пржидольский) карбонатно-глинистый и нижнедевонский терригенно-карбонатно-глинистый литологические подкомплексы.

Средне-верхнеордовикский глинисто-карбонатный подкомплекс сложен мелководно-морскими отложениями. Это известняково-доломитовые толщи баганской и салюкинской свит, а так же сульфатно-карбонатно-глинистая пачка, относящаяся к мукерской и хорейверской свитам. В акваториальной части ТПП эти отложения бурением пока не вскрыты. На суше в южных районах ТПП установлена промышленная нефтегазоносность (Среднемакарихинская площадь). Коллекторы связаны с пластами безглинистых известняков и вторичных доломитов, толщиной от 1 до 10 м. Максимальные значения пористости достигают 10... 12%. Покрышкой служит пачка мукерской и хорейверской свит.

Нижнесжурийско-лудловский карбонатный подкомплекс образовался в морских и мелководно-морских условиях. Выделяются макарихинская, сандивейская и веякская свиты. В их объеме выделяются коллекторские толщи. В условиях обычного залегания коллекторы низкоемкие (пористость - 7...8%. проницаемость - доли михлидарси), трещинного и порово-трещинного типов. Под влиянием гипергенных процессов в интервале 100... 150 м под поверхностью предсреднедевонского, предтиманского и возможно более ранних размывов сформировались вторичная пористость и кавернозность (пористость - 10... 17%, проницаемость - десятки миллидарси). На суше в таких коллекторах установлены промышленные залежи УВ. экранируемые нижнефранской региональной покрышкой (Западно-Командиршорское-2). Есть залежи в венлокском ярусе нижнего силура экранируемые локальными покрышками (Верхне-Возейское. Средне-Колвинское м-ия). В морской части ТПП породы нижнего силура вскрыты скв. 1 -Паханческой (Хорейверская впадина), из которой получены непромышленные притоки нефти.

Верхнесилурийские (пржидольские) отложения - мелководно-морские карбонатно-глинистые. Промышленная нефтегазоносность установлена на территории суши (Осовеиское, Черпаюское. Хосолтинское и другие м-ния). Большинство залежей открыто в Варандей-Адзвинской структурной зоне (ВАСЗ). Открытая пористость верхнесилурийских коллекторов в ВАСЗ изменяется от 7 до 15%. Залежи экранированы тиманско-саргаевской региональной покрышкой и глинисто-карбонатной пачкой в основании нижнего девона. В северных районах Колвинского мегавала. Денисовской впадины и МКМ залежи в верхнем силуре не обнаружены. Морское продолжение Хорейверской впадины в своей южной части содержит низко-среднеемкие коллекторы.

Нижнедевонский терригенно-карбонатно-глинистый подкомплекс - отложения мелководно-морского генезиса. Кохлекторы в нижнедевонских отложениях связаны, в основном, с карбонатами (каверно-порово-трещинный тип). Пористость варьирует от 1.3 до 25%, проницаемость - от 0,0005 до 0,3 мкм². Экранирование возможно как тиманско-саргаевской региональной покрышкой, так и локальными покрышками нижнего девона. В северной части ТПП залежи в нижнем девоне открыты в ВАСЗ и на восточном борту Хорейверской впадины. В ВАСЗ - это залежи, приуроченные к высокоамплитудным валам (Сорокина, Гамбурцева. Медынскому и Сарембой-Леккейягинскому).

На восточном борту Хорейверской впадины нижнедевонские карбонаты выклиниваются под тиманско-саргаевскую региональную покрышку. В этой зоне открыты крупные по запасам месторождения нефти (им.Р.Требса, им.А.Титова. Колвинское). На территории суши Малоземельско-Колгуевской моноклинали (МКМ) залежи нижнего девона отсутствуют. В акваториальной части МКМ и Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА) (западные районы) из-за большого количества терригенных примесей прогнозируется зона развития низкоемких коллекторов (Кп<7%). На морском продолжении ВАСЗ и Хорейверской впадины по геолого-геофизическим данным прогнозируется зона средне- и возможно высокоемких коллекторов.

В Печорском море выходы отложений среднеордовикско-нижнедевонского НГК непосредственно под нижнефранскую региональную покрышку немногочисленны. Перспективными они являются на продолжении зоны выклинивания нижнедевонских карбонатов на восточном борту Хорейверской впадины и в районе Русского поднятия. В западных районах провинции выходы и выклинивания пород среднеордовикско-нижнедевонского НГК под региональную покрышку менее перспективны из-за ухудшения кохлекторских свойств отложений комплекса и качества покрышек. Это связано с увеличения терригенных примесей в карбонатно-глинистых породах (см. Рис.)

Основные перспективы нефтегазонакопления среднеордовикско-нижнедевонского комплекса в Печорском море следует связывать с тектонически экранированными ловушками вдоль высокоамплитудных разломов в ПКА и ВАСЗ. Протяженными разломами в основном северо-западного простирания морское продолжение ПКА разделено на зоны опущенных и приподнятых наклонных блоков. В результате, вдоль линий разрывных нарушений образовались зоны структурно-тектонического экранирования УВ. В этих зонах породы подвергались интенсивному растрескиванию и выщелачиванию, а также гипергенным изменениям, так как в процессе геологического развития некоторые блоки выходили на поверхность размыва. Это привело к образованием вторичной пористости и кавернозности, тем самым значительно увеличив фильтрационно-емкостные свойства карбонатных пород комплекса. Наиболее перспективные зоны для нефтегазонакопления расположены вдоль центральных разломов ПКА, а так же с северной и западной стороны Поморского выступа и вдоль западного нарушения Поморского горста.

На морском продолжении ВАСЗ тектонические блоки глубже погружены и менее дифференцированы, чем в ПКА. Ввиду большой глубины залегания отложений образование залежей в ловушках структурно-тектонического типа возможно, вероятнее всего, в верхних подкомплексах среднеордовикско-нижнефранского НГК. Наиболее вероятно продуктивными окажутся структурно-тектонические ловушки верхнесилурийского и нижнедевонского подкомплексов.

Среднедевонско-франский терригенный НГК содержит наибольший объем разведанных запасов УВ на суше ТПП, связанных с залежами, экранируемыми нижнефранской региональной покрышкой. Он сложен морскими и мелководно-морскими в основном терригенными осадками. Коллекторы терригенные поровые. Они присутствуют в эйфельском и жеветском ярусе среднего девона, а также в яранском, джьерском и тиманском горизонтах верхнего девона. Открытая пористость варьирует от 8 до 27%. Залежи в основном литолого-стратиграфического и тектоно-стратиграфичесого экранирования. Промышленная нефтегазоносность комплекса на севере ТПП установлена в ПКА, ВАСЗ и Хорейверской впадине (Харьягинское, им. Ю. Россихина, Верхнелайское, Западно-Лейккейягинское. Мядсейское и др. м-ния). Севернее, в скв. 1 -Ярейюской и 1 -Хыльчуюской отмечены нефтепроявления средиедевонских песчаников. По геолого-геофизическим данным в среднедевонско-франском терригенном комплексе морской части ТПП прогнозируется развитие среднеемких и низкоемких коллекторов.

Наиболее перспективным с точки зрения нефтегазонакопления представляется морское продолжение ПКА. Здесь наибольший интерес представляют зоны выклинивания отложений комплекса на приподнятых наклонных блоках вдоль высокоамплитудных разломов ПКА. Развитие таких зон приурочено к центральному разлому ПКА, обладающему наибольшей амплитудой разрыва. Вдоль северной и южной (Поморский выступ) частей этого нарушения прослеживается полное выклинивание пород комплекса. В центральной его части полного выклинивания, по всей видимости, не происходит в связи с развитием в этом районе палеовпадины. Однако, присутствует тектонический фактор экранирования и поэтому вдоль центральной части разлома возможна зона развития ловушек тектоно-стратиграфического типа. В полном объеме отложения комплекса выклиниваются вдоль южной части морского продолжения главного Колвинского разлома (наиболее приподнятая часть Поморского горста).

Перспективными также являются зоны выклинивания отложений среднедевонско-нижнефранского НГК, не связанные с разрывными нарушениями. Развитие таких зон приурочено к центральной части Печорской губы (Болванское палеоподнятие) и далее в сторону о.Колгуев в районе палеоподнятия Сенгейское. В восточной части провинции это зоны выклинивания в районе Русского палеоподнятия и на морском продолжении Хорейверской впадины и Варандей-Адзвинской структурной зоны (Болыпеземельское палеоподнятие).

Зоны выклинивания отложений среднедевонско-нижнефранского НГК в акваториальной части МКМ являются малоперспективным для нефтегазонакопления из-за ухудшения экранирующих свойств тиманско-саргаевской региональной покрышки в западных районах провинции.

Анализ накопленной геолого-геофизической информации позволяет сделать следующие выводы:

1. Наиболее перспективным в объеме поддоманиковых отложений Печорского моря является среднедевонско-франский НГК. В породах этого комплекса прогнозируется горизонты с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами, залегающие на доступных для бурения глубинах и экранируемые непосредственно нижнефранской региональной покрышкой.

2. В среднеордовикско-нижнедевонском НГК морской части ПКА и ВАСЗ основные перспективы связаны с зонами развития ловушек тектонического экранирования.

3. В ПКА к одним и тем же разрывным нарушениям приурочены зоны нефтегазонакопления в среднеордовикско-нижнедевонском и среднедевонско-франский НГК. Это позволяет рассматривать морское продолжение Печоро-Колвинской НГО как наиболее перспективное для дальнейших поисковых и разведочных работ в додоманиковых отложениях Печорского моря.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"

Еще статьи на тему "отложений":

Особенности строения нижнедевонских отложений севера Тимано-Печорской провинции

Происхождение новейших отложений Баренцевского шельфа

Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений восточного борта северо-баренцевской впадины

Стратиграфическая корреляция и литофации девонских отложений в транзитной зоне: суша-юг Печорского моря

Стратиграфические особенности разрезов каменноугольных и нижнепермских отложений по скважинам площади Медынь-море