Перспективы нефтегазоносности Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна

А. В. Ступакова; И. А. Санникова; А. А. Гильмуллина; М. А. Большакова; С. И. Бордунов

УДК 553.982

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОГО БАССЕЙНА

А.В. Ступакова, И.А. Санникова, А.А. Гильмуллина, М.А. Большакова, С.И. Бордунов,

Д.В. Митронов, А.В. Мордасова

Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия

Перспективы прироста запасов углеводородов (УВ) в Тимано-Печорском НГБ связывают со слабоизучен-ными территориями, к которым относится Коротаихинская впадина, являющаяся очень сложным объектом для поисков нефти и газа. Анализ и переинтерпретация как старых, так и новых сейсмических данных позволили выделить в пределах данного региона ряд антиклинальных структур, а также выявить возможные литологиче-ские ловушки УВ, такие как проградирующие рифовые тела позднедевонско-раннекаменноугольного возраста и дельтовые песчаные образования пермско-триасового возраста. Широкий стратиграфический диапазон осадочного чехла позволяет выделять в бассейне Коротаихинской впадины несколько углеводородных систем. Бассейновое моделирование показало, что на площади Коротаихинской впадины существовали и существуют все условия для генерации и аккумуляции УВ. По результатам моделирования она должна рассматриваться в качестве перспективной потенциально нефтегазоносной области, основные скопления нефти и газа которой заключены в бортовых частях впадины, а также в пределах инверсионных поднятий и седловин. Суммарные начальные геологические ресурсы УВ здесь могут составить около 1,7 млрд. т. у. т. Коротаихинскую впадину и ее акваториальное продолжение можно отнести к категории крупных поисковых регионов.

Ключевые слова: Тимано-Печорский бассейн, Коротаихинская впадина, нефтегазоносность, рифы, клино-формы, бассейновый анализ, моделирование

DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.10

Для цитирования: Ступакова А.В., Санникова И.А., Гильмуллина А.А., Большакова М.А., Бордунов С.И., Митронов Д.В., Мордасова А.В. Перспективы нефтегазоносности Коротаихинской впадины Тимано-Печорского бассейна. Георесурсы. 2017. Спецвыпуск. Ч. 1. С. 88-101. DOI: http://doi.org/10.18599/grs.19.10

Введение

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (НГБ) - один из старейших нефтедобывающих регионов России, являющийся основой ресурсной базы нефти и газа Северо-Западного Федерального округа. Несмотря на то, что за долгую историю его освоения, большинство крупных месторождений были выработаны, а прирост запасов происходил преимущественно за счет доразведки старых месторождений или ввода в эксплуатацию мелких месторождений, ресурсный потенциал этой территории далеко не исчерпан. Перспективы прироста запасов углеводородов (УВ) в бассейне связывают со слабоизученны-ми территориями, к которым относится Коротаихинская впадина. По предварительным оценкам прогнозные ресурсы нефти и газа в пределах Коротаихинской впадины могут составить до 160 млн т нефти и до 240 млрд м3 газа, что в условиях Тимано-Печорского НГБ позволяет рассматривать этот район как один из первоочередных для постановки геологоразведочных работ на нефть и газ (Прищепа и др., 2008а).

Коротаихинская впадина является частью Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна и Печорского угольного бассейна (Рис. 1). Геологическое изучение северо-восточной части Большеземельской тундры, в пределах которой расположена Коротаихинская впадина, связано с одной стороны с месторождениями угля, с другой - с месторождениями нефти и газа. Начало систематического геологического изучения Коротаихинской впадины связано с региональными и поисковыми работами на уголь в 30-40 гг. XX в. (Ю.А. Ливеровский, Н.Н. Иорданский, А.А. Чернов, Г. А. Чернов, Н.В. Шмелев и др.).

В результате этих работ были открыты ряд угольных месторождений и оконтурены границы Печорского угольного бассейна, практически не изменившиеся до настоящего времени. Послевоенный период (1945-1959 гг.) характеризовался интенсификацией геологоразведочных работ в бассейне, начатых в военные годы, созданием собственной научно-исследовательской базы и началом планомерной геологической съёмки масштаба 1:200000.

Начиная с 50-х годов XX столетия, параллельно с геологическими изысканиями в пределах Коротаихинской впадины и Пайхойского поднятия производились геофизические исследования, основной объем которых был выполнен в 1970-х - начале 1990-х гг.

Буровые работы на территории Коротаихинской впадины начались в 1958-1959 гг. с мелких картировочных скважин глубиной от 150-450 м, вскрывших триасовые и верхнепермские отложения. В 1971-1974 гг. в пределах впадины и юго-западного склона Пай-Хоя пробурен ряд поисковых скважин на уголь, в некоторых из которых была установлена нефтегазоносность каменноугольных и нижнепермских отложений. В связи с этим в 1978 году в центральной части Коротаихинской впадины была пробурена первая опорно-параметрическая скважина Коротаихинская-1 глубиной 4199 м, в которой по газовому каротажу отмечены повышенные газопоказания в нижнепермских терригенных отложениях. Позднее на территории впадины пробурено ещё 7 глубоких скважин (около 4500 м), вскрывших пермские, каменноугольные и девонские отложения.

В результате выполненных исследований были установлены основные черты геологического строения, выявлены

основные тектонические элементы Коротаихинской впадины. Однако до настоящего времени степень изученности региона, в целом, остается низкой: средняя плотность сейсмопрофилей составляет 0,761 км/км2, а плотность бурения - 0,4 м/тыс. км2 (Прищепа и др., 2008а; 2012; Варламов и др., 2012 и др.).

Геологическое строение. Коротаихинская впадина - структура первого порядка, находится в северовосточной части Тимано-Печорского НГБ, с востока ограничена горным сооружением Пай-Хоя, с запада Варандей-Адзъвинской структурной зоной, с юго-запада грядой Чернова и Косью-Роговской впадиной, с юга -Уральским горным сооружением (Рис.1). Коротаихинская впадина имеет северо-западное простирание, длина ее превышает 200 км на суше и продолжается в акватории Печорского моря до о.Вайгач на 200 км, максимальная ширина достигаето 150 км. По характеру тектонических нарушений и их интенсивности выделяется две

зоны - внешняя и внутренняя. Внешняя зона включает Вашуткино-Талотинскую складчато-надвиговую систему и ее обрамление: Долгинскую седловину и Лабогейскую моноклиналь. Внутренняя зона имеет более сложное че-шуйчато-надвиговое строение и формирует Васьягинско-Сабриягинскую складчато-надвиговую систему. Внешняя и внутренняя зоны складчато-надвиговых деформаций разделены системой впадин, наиболее крупная из которых Хейягинская. Хейягинская депрессия разделяется Северо-Коротаихинской седловиной на две части - южную и северную, последняя имеет название Матвеевская депрессия (Рис. 2, 3).

В строении осадочного чехла выделено три резко отличающихся структурных этажа: нижний платформенный, представленный отложениями допермского возраста, средний пермско-триасовый молассовый и верхний, юрско-меловой-кайнозойский. Перспективы нефтегазо-носности связываются с палеозойскими отложениями,

Рис. 1. Структурно-тектоническая схема Коротаихинской впадины

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Профиль MS« .iHPt'l Млсштаб: горнтогтапьный t;?00000

rtiipiiFr.ik'ii-Лл/ьри I iv ким ::'v;-'V-Oi* unl licpHllbULhUM I: I5(H) K„:xi .-IIVIK4J :r :.li;

Рис. 2. Граница Варандей-Адзвинской структурной зоны и Коротаихинской впадины по системе надвиговВашуткино-Талотинской складчатой зоны.Сейсмо-геологический профиль 20982 04РС

Прочишь Р4й

I ;..Г„!И - ■ - I:: о^-.: хн-:: 1 и" 1:500000

Рис. 3. Складчато-надвиговые деформации южной части Коротаихинской впадины. Сейсмо-геологический профиль R-46

где выделяются такие же как в Печорской синеклизе осадочные комплексы. Наибольший интерес представляют карбонатные позд-недевонско-нижнекаменноуголь-ные отложения, где выделяются перспективные объекты, представленные карбонатными органогенными постройками. Органогенные постройки были выделены на Лабогейской моноклинали и имеют по всей видимости позднефранский возраст, залегают непосредственно на карбонатно-кремнистых отложениях доманиковой толщи, регионально прослеживающийся в пределах всего бассейна и имеющей среднефранский возраст позднего девона (Рис. 4). У подножия рифов формировались депрес-сионные отложения, обогащенные ОВ. Омоложение органогенных построек от среднефранских до раннекаменноугольных происходит в восточном направлении в сторону Хейягинской депрессии, фиксируя сокращение области распространения доманикоидных толщ.

Строение пермско-триасового терригенного комплекса отвечает строению молассовых толщ заполнения передового прогиба. В нижней части, соответствующей по стратиграфии пермскому возрасту формируются проградационные тела клиноформенного строения. Короткие клиноформы прослеживаются как с востока на запад, со стороны Пайхоя (Рис. 5). Более протяженные клиноформы картируются с юго-востока на северо-запад, со стороны Урала в направлении Баренцева моря. Угол падения кли-ноформ изменяется от 30 до 60 - вы-полаживается в сторону акватории (Рис. 6, 7).

Общее увеличение мощности отложений в северо-западном направлении указывает на основное поступление осадков с юго-востока, со стороны Полярного Урала. Пермские клиноформы Коротаихинской впадины продолжаются в акваторию Печорского моря, где также наблюдаются подобные клиноформенные тела, проградирующие на северо-запад в Баренцевоморскую впадину. (Рис. 8) Мощность клиноформ изменяется от 600 м на юге Коротаихинской впадины до 4200 м на севере.

Рис. 4. Проградация рифовых тел на западном борту Коротаихинской впадины

Рис. 5. Пример предтриасового эрозионного срезания на западном борту впадины

Рис. 6. Подошвенное прилегание пермских отложений к кровле карбонатов в акватори-альной части Коротаихинской впадины

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

ГЕОРЕСУРСЫ

Рис. 7. Примеры разновидностей клиноформнных тел в Коротаихинской впадине

Рис. 8. Пример клиноформенных тел на шельфе Печорского моря

К позднепермско-триасовому времени морской бассейн заполнился осадками, и в триасовое время установился режим континентального аллювиально-озерного осадконакопления. Причем надо отметить, что активное формирование впадины еще продолжалось, но оно было компенсировано осадками, что обусловило мощность триасовых отложений до 2 километров.

Бассейновое моделирование. Для понимания характера распределения потенциальных очагов нефтега-зообразования и возможных скоплений углеводородов был проведен бассейновый анализ и моделирование процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в Коротаихинской впадине.

На первом этапе проводились одномерные историко-

геологические реконструкции в программном пакете Temis Suite 1D v. 14 (Санникова, 2015). Для изучения процессов генерации и эмиграции углеводородов были построены виртуальные вертикальные разрезы разных участков Коротаихинской впадины. Для этого были использованы описания пород в обнажениях и литолого-стратиграфические колонки по 7 скважинам (Рис. 1), расположенным в пределах впадины и прилегающих территориях Тимано-Печорского НГБ (Хавдейская-1, Степковожская-1, Западно-Леккеягинская-47, Рифовая-1, Лабогейская-15, Коротаихинская-1, Медынское-море-1). Температурная история региона восстанавливалась, исходя из современных значений теплового потока и температуры на поверхности земли и геологической истории развития осадочного бассейна.

Прогибание осадочного бассейна началось с рифея. В позднем протерозое происходило накопление терригенных пород, а с ордовика в бассейне отмечается преимущественно карбонатное осадконакопление, сменившееся карбонатно-терригенным в девонское время. В среднем девоне происходит тектоническая активизация территории, в связи с этим фиксируется перерыв в осадконако-плении. В каменноугольный период отмечается накопление мощной глинисто-карбонатной толщи. При этом в позднекаменноугольной эпохе происходит тектоническая активизация территории, наблюдается небольшой перерыв в осад-конакоплении, после чего в самом начале ранней перми возобновилось накопление, но уже карбонатно-тер-ригенных осадков. В конце ранней перми возобновилось прогибание осадочного бассейна и накопление мощной толщи терригенных пород в самом начале триаса фиксируется подъем территории и размыв части верхнепермских отложений. Далее в триасовом периоде вновь возобновилось накопление осадков. На акваториальном продолжении Коротаихинской впадины отложения средней и поздней перми отсутствуют, по-видимому, они были размыты во время аплифта в начале триаса. В триасе прогибание этой части осадочного бассейна возобновилось, и накопление терригенных осадков продолжается до настоящего времени. В континентальной части Коротаихинской впадины вышележащие отложения юры и мела отсутствуют, вероятно, они были размыты во время кайнозойского аплифта территории (Рис. 9).

Всего в разрезе отложений северной части Тимано-Печорского НГБ выделяют до 9 нефтегазоматеринских толщ (НГМТ): нижнесилурийская венлокская (Б^), верхнедевонская кыновско-саргаевская (D3kn-sr), верхнедевонская доманиковая (D3dm), нижнекаменноугольная визейская (С1у), нижнепермская ассельско-сакмарская (Р^^), нижнепермская артинско-кунгурская (Р^-^, нижнетриасовая (Т1), среднетриасовая (Т2) и верхнетриасовая (Т3) (Прищепа и др., 2008а; Норина и др., 2014 и др). При 1 D моделировании на разных участках Коротаихинской впадины в зависимости стратиграфического объема отложений выделялось от 4 до 7 НГМТ. Для характеристики их геохимических параметров (тип керогена, содержание органического углерода и др.) использовались литературные источники и результаты геохимических исследований кернового материала пробуренных скважин.

Распределение пластовых температур в истории осадочного разреза напрямую влияет на время реализации потенциала нефтегазоматеринскими толщами. При расчете температурной модели также учитывались среднегодовые температуры на поверхности осадочного чехла. Было принято, что современные температуры в изучаемом регионе изменяются от 0 до 2°С, на границе триаса и юры температура на поверхности составляла 14°С, в начале ранней перми - 2°С, а в позднем карбоне -11°С. Калибровка модели осуществлялась по значениям теплового потока в основании верхней мантии, которая на настоящий момент составляет 40-45 мВт/м2, в конце позднего девона - 50 мВт/м2, а в конце силурийского времени - 78 мВт/м2. (Ситар, 2007). С моделями распределения пластовых температур согласуется катагенетическая «зрелость» органического вещества (Рис. 10).

Рис. 9. Литологическая модель по скважине Коротаихинская-1, наложенная на историко-геологическую диаграмму эволюции осадочного бассейна

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ НН^К ^

ШШШШяхт

Моделирование показало, что на разных участках Коротаихинской впадины одни и те же НГМТ достигли главной зоны нефтеобразования (ГЗН) в разное время. Например, в центре впадины (район скважины Коротаихинская-1) нижнесилурийская нефтематеринская толща вошла в ГЗН в начале пермского времени, в начале триаса она уже достигла главной зоны газообразования (ГЗГ), а в начале юры вышла из неё. НГМТ девона, нижнего карбона и перми вошли в ГЗН в конце перми, а в ГЗГ - в конце юры, и сейчас продолжают генерировать газовые УВ. НГМТ верхнего триаса на данный момент не достаточно погружены, чтобы осуществлять генерацию УВ. По результатам моделирования отмечается значительное насыщение УВ в отложениях карбона, перми и нижнего триаса, что подтверждается результатами бурения - отмечены нефтегазопроявления в пермских отложениях в виде выпотов нефти, небольших притоков газа и битумо- и нефтенасыщением песчаников (Прищепа

и др., 2008 б). На севере, в бортовой части прогиба (район скважины Рифовая-1), нижнесилурийская нефтематерин-ская толща вошла в главную зону нефтеобразования в начале девонского времени. НГМТ девона вошли в ГЗН в триасовое время и сейчас продолжают генерировать жидкие УВ. НГМТ верхнего триаса, перми и нижнего карбона до настоящего времени не достигли зоны генерации УВ. По результатам моделирования насыщение УВ следует ожидать в силурийских и девонских отложениях, а в пермских отложениях, непосредственно вскрытых скважиной, по результатам моделирования, насыщения УВ быть не должно, что и подтверждается испытаниями, проведенными в скважине в этом интервале (Прищепа и др., 2008 б).

На втором этапе проводилась реконструкция структуры бассейна, процессов образования, миграции УВ из нефтегазоматеринских пород, путей миграции флюидов и оценку наиболее вероятного положения в

Возраст (млн пет)

Рис. 10. Катагенетическая «зрелость» ОВ и зона нефтегазообразования осадочного разреза скважины Коротаихинская-1

ЗС1ЕМТ1Р1СЛ№7ЕСН1Ч1СА1..Юи1*М1.

разрезе потенциальных ловушек и скоплений жидких и газообразных УВ. Моделирование проведено по десяти сейсмогеологическим разрезам Коротаихинской впадины и смежных районов и, в основном, выполнено в программном комплексе Petromod 2D. При подготовке исходной информации для моделирования был проведен комплексный анализ и переинтерпретация всех имеющихся геологических, геофизических и геохимических данных.

Как отмечено выше, для литологической характеристики разреза использовались описания пород в обнажениях и материалов бурения скважин. Для более точного воспроизведения процессов генерации углеводородов в модели, для оценки мощности размытых отложений, использовались результаты интерпретации геофизических (сейсмика) и лабораторных (пиролиз, показатель отражения витринита) исследований. Например, каменноуголь-но-пермская эрозия на территории Варандей-Адзьвинской зоны оценена в 1000 м. Эрозия на границе нижней и средней перми над рифами Сарембойско-Леккеягинской зоны могла достигать 200 м. Наконец, во время триасо-во-юрского эрозионного события, наиболее широко проявившегося на северо-востоке Тимано-Печорского НГБ, мощность размытых отложений в прибортовой части Коротаихинской впадины и Варандей-Адзьвинской зоне оценена в 500 м, а на юге и в центральной части впадины - могла превышать 2000 м.

Для характеристики литологического состава выделенных стратиграфических горизонтов при моделировании использовались процентные соотношения различных

литотипов пород (глины, песчаники, известняки и доломиты). Каждый литотип характеризуется определенным набором петрофизических и теплофизических параметров (Рис. 11).

Одними из основных параметров при моделировании являются тепловые параметры и характеристика НГМТ. Для построения 2D модели использовались данные, полученные на первом этапе, при этом была проведена их дополнительная калибровка по пиролитическим данным и замерам показателя отражения витринита (рис. 12). Всего в модель было заложено 9 НГМТ, каждой из которых соответствует свой тип кинетической модели. Нижнесилурийская венлокская (SjV), верхнедевонская кыновско-саргаевская (D3kn-sr), и верхнедевонская дома-никовая (D3dm), нижне- (Tj) и верхнетриасовая (Т3) НМТ содержат преимущественно гумусовое ОВ (кероген II-III типа). Содержание ТОС в этих отложениях не превышает 2%, а значение водородного индекса колеблется от 300 до 350 мг УВ/г Сорг (Данилевский, Склярова, 1986).

Для определения положения ГЗН использовались расчетные значения по данным пиролиза и отражательной способности витринита. По классификации Н.Б. Вассоевича границам ГЗН соответствуют градации катагенеза МК^ МК^, что соответствует значениям отражательной способности витринита в масле (Яо) 0,5 - 1,15 %. Пик нефтеобра-зования приходится на стадию МК2 (Яо от 0,65 до 0,85%). ГЗГ соответствуют градации МК4-АК (Rq от 1,15 до 2,5%).

Моделирование показало, что верхняя граница ГЗН в Коротаихинской впадине (Лабогейская моноклиналь),

Рис. 11. Литологический разрез по профилям 20892 04PC1F и 20892 04PC2F

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ННН I

Васьягинско-Сабриягинской зоне проходит на глубине около 2 км, в Вашуткино-Талотинской складчато-над-виговой зоне, и в Хейягинской депрессии (в т.ч. на Лабогейском и Пестаншорском поднятиях) она поднимается до 1 км. Нижняя граница ГЗН в Вашуткино-Талотинской складчато-надвиговой зоне отмечается на глубине 1 км, в Хейягинской депрессии - 2,5 км, на Лабогейской моноклинали - около 3,5 км. В Васьягинско-Сабриягинской зоне и на поднятиях Хейягинской депрессии (Лабогейское и Пестаншорское поднятия) нижняя граница ГЗН достигает 4 км. В Коротаихинской впадине и Хейягинской депрессии в ГЗН попадают все триасовые НГМТ, а нижнекаменноугольные и пермские НГМТ находятся в зоне ГЗГ. На территории Лабогейской моноклинали триасовые и пермские НГМТ находятся на стадии нефтеобразования, а НГМТ каменноугольного, девонского и силурийского возрастов находятся в пределах ГЗГ. В Вашуткино-Талотинской складчато-надвиговой зоне в ГЗН попадает только верхнетриасовая НГМТ, а в ГЗГ -нижне- и среднетриасовые. В Васьягинско-Сабриягинской зоне в ГЗН находятся нижнекаменноугольная и домани-ковая НГМТ (Рис. 12).

В виду неоднозначности фильтрационно-емкостных свойств заданных литотипов и положения в разрезе

коллекторских горизонтов, по результатам моделирования углеводороды распределились по всей осадочной толще, а степень их насыщения составила первые проценты. Однако в отдельных интервалах разреза некоторых участков возможно формирование крупных перспективных залежей. Все они, в основном, приурочены к ловушкам антиклинального типа. Возможные скопления УВ следует ожидать в пермских мини-валах в Коротаихинской впадине на глубине 4 км. Подобные залежи прогнозируются и в известняках карбона в Вашуткино-Талотинской складча-то-надвиговой зоне (глубина 3 км). Определенный интерес могут представлять и отдельные антиклинальные структуры в Васьягинско-Сабриягинской складчато-надвиговой зоне, которые могут содержать скопления УВ в отложениях девона и карбона (глубина 4 км). Перспективными представляются Северо-Коротаихинская седловина, Лабогейская моноклиналь и Хейягинская депрессия, где в отложениях пермско-триасового комплекса можно ожидать залежи УВ на глубинах от 2 до 4 км, а также триасовые валы на глубинах 2-3,5 км. Косвенным подтверждением перспективности этих участков и комплексов отложений могут служить результаты бурения скважины Приразломная на которой в подобных условиях был получен промышленный приток УВ. Расчетное насыщение

Возраст млн, лет Возраст» млн, лет

Рис. 12. Степень катагенетической преобразованности осадочной толщи. Профиль 20892-04РС1

углеводородами возможных залежей, определяемое в модели, прогнозируется на уровне 40 % и более (Рис. 13).

По результатам 2D моделирования можно сделать вывод о том, что на территории Коротаихинской впадины и смежных районах миграция УВ возможна в двух направлениях. В складчатых областях, примыкающих к Коротаихинской впадине, преобладает вертикальная межрезервуарная миграция УВ флюидов по разломам. В бортовых - наоборот, преобладает латеральная миграция УВ (Рис. 13). Регионально латеральные миграционные потоки двигаются из наиболее погруженной центральной области Коротаихинской впадины. В протяженных зонах нефтегазонакопления преобладает миграция вдоль основного простирания структур и поднятий на территории исследуемого региона. Это происходит за счет совпадения направлений простирания линейных зон нефтегазонако-пления и миграционного потока.

Для выявления закономерностей формирования коллекторов и залежей УВ проведено построение концептуальной трехмерной геологической и флюидальной моделей. В качестве исходных данных использовались результаты Ш и 2D моделирования, а также структурные карты опорных горизонтов, поверхностей и нарушений, построенные с учетом переинтерпретации всего комплекса геолого-геофизических данных.

Как известно, необходимой основой трехмерной модели является ее структурный каркас и набор используемых в ней литологических типов. Структурные поверхности задают не только пространственную локализацию моделируемых объектов, но и пространственные характеристики напластования элементарных слоев

модели - ее «слоистость». Построенная трехмерная модель бассейна состоит из 29 слоёв, включая кровлю фундамента и дневную поверхность, разрешение ячейки грида выбрано в 500 м.

На третьем этапе проводилась региональная оценка нефтегазового потенциала по наиболее перспективным нефтегазоносным комплексам, выявленным по результатам Ш и 2D моделирования. В разрез 3D модели были заложены 6 потенциально обогащенных органическим веществом НГМТ: нижнепермская артинско-кунгурская (Р1а-к), нижнепермская ассельско-сакмарская (Р^^), нижнекаменноугольная визейская (С1у), верхнедевонская доманиковая ф^ш), верхнедевонская кыновско-сарга-евская ф3кп^г) и нижнесилурийская венлокская (Б^). Калибровка параметров тепловой модели проводилась с учетом температур полученных результатов 2D моделирования и является удовлетворительной для данного этапа геологоразведочных работ с учетом неопределенностей скоростной модели (Дьяконов и др. 2002).

Необходимо отметить, что при расчетах аккумуляции УВ учитывался только структурный план исследуемых горизонтов. Возможность же заполнения неструктурных ловушек (тектонически или литологически ограниченных) не учитывалась, ввиду отсутствия представительных данных по литологии и разрывным нарушениям. В модель также были введены ограничения на расчет заполнения залежей по высоте (до 50 метров) и пористости коллекторов (максимально до 20%) (Методическое руководство ... , 2000).

Результаты моделирования подтверждают вывод о том, что нижнесилурийская венлокская НГМТ (81у) на большей

Рис. 13. Направление миграции и степень насыщения УВ. Профиль 20892-04Р

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

^□РЕСУРСЫ

части территории впадины практически полностью выработала свой генерационный потенциал. Исключением являются прибортовые районы Вашуткино-Талотинской складчато-надвиговой зоны, Пайхойско-Новоземельской складчатой системы, а также Долгинская седловина, где индекс трансформации этих отложений изменяется от 60 до 80 %. Наиболее низкой степенью преобразованности нижнесилурийской НГМТ (20-40 %) характеризуется гряда Чернова.

Верхнедевонская кыновско-саргаевская НГМТ Ф^п^г) в центральной части впадины к настоящему времени прекратила генерацию УВ (Русановская, Матвеевская, Хейягинская и Силовояхская депрессии, Верхневоркутская зона дислокаций). Степень вырабо-танности генерационного потенциала этих отложений на северо-западном и южном борту составляет 60-80 % (гряда Чернова, Лабогейская моноклиналь, локальные участки Вашуткино-Талотинской складчато-надвиговой зоны). На остальной территории (северо-восточный Припайхойский борт Коротаихинской впадины, большая часть Вашуткино-Талотинской складчато-надвиговой зоны) индекс трансформации не превышает 20-40 %.

Верхнедевонская доманиковая НГМТ ф^т) полностью выработала свой потенциал в пределах погруженных частей впадины (Русановская, Матвеевская, Хейягинская и Силовояхская депрессии, Верхневоркутская зона дислокаций). На Лабогейской моноклинали и гряде Чернова степень преобразованности доманиковых отложений колеблется от 70 до 90 %. Наименьшим индексом трансформации этой толщи характеризуются борт Пайхойско-Новоземельской складчатой системы и Вашуткино-Талотинская складчато-надвиговая зона.

На большей части впадины коэффициент трансформации для нижнекаменноугольной визейской (С^), нижнепермской ассельско-сакмарской (Р^^) и артин-ско-кунгурской (Р^-^ НГМТ не превышает 60-80%, а в районах гряды Чернова, Северо-Коротаихинской седловине, Верхневоркутской зоне дислокаций, Лабогейской моноклинали и Васьягинско-Сабриягинской складчато-надвиговой зоне он едва достигает 20-30%. Лишь в отдельных частях Русановской, Матвеевской, Хейягинской и Силовояхской депрессий, Лабогейской моноклинали и Верхневоркутской зоны дислокаций эти толщи полностью выработали свой генерационный потенциал.

По результатам моделирования была проведена оценка масштабности и фазового состава сгенерированных УВ, построены карты генерации, миграции и аккумуляции жидких и газообразных УВ. Моделирование процессов миграции, с целью выяснения основных областей дренирования, было проведено по имеющимся структурным поверхностям, влияние проводящих разломов не учитывалось.

Масса жидких УВ, сгенерированных нижнесилурийской венлокской НГМТ на настоящее время, оценена в 1900 кг/м2. Основные миграционные потоки прогнозируются по направлению к Вашуткино-Талотинской и Варандей-Адзьвинской зонам. Верхнедевонская кынов-ско-саргаевская НГМТ на большей части территории сгенерировала значительное количество жидких УВ (до 2900 кг/м2). Исключениями являются Долгинская седловина, Вашуткино-Талотинская зона, где на настоящий

момент было сгенерировано в 2 раза меньше жидких. Пути миграции потоков УВ направлены к западному борту Коротаихинской впадины.

Повышенная генерация жидких УВ (до 2400 кг/м2) верхнедевонской доманиковой НГМТ прогнозируется только в наиболее погруженных частях впадины (Матвеевская, Хейягинская, Русановская и Силовояхская депрессии), при этом миграционные потоки могут быть направлены как в сторону юго-западного, так и северо-восточного борта Коротаихинской впадины.

Наименьшим количеством сгенерированных жидких УВ характеризуется нижнекаменноугольная визейская НГМТ. Максимально возможная масса сгенерированной ею нефти в наиболее погруженных частях не превысит 1400 кг/м2. «Нефтяная кухня» приурочена здесь к таким структурам как Матвеевская, Хейягинская и Силовояхская депрессии и Верхневоркутская зона дислокаций. Миграция УВ предполагается преимущественно к бортам впадины, а также в направлении Северо-Коротаихинской седловины.

Построенная модель показала, что наибольшее количество жидких УВ могли сгенерировать нижнепермские ассельско-сакмарская и артинско-кунгурская НГМТ (каждая по 5200 кг/м2). Такая обширная генерация прогнозируется в депоцентре Коротаихинской впадины. Миграционные потоки здесь распространяются на все прилегающие поднятия, седловины и другие положительные структурные зоны.

Как известно, накопление углеводородов в залежах происходит в результате процессов первичной и вторичной миграций. При длительном погружении седимента-ционных бассейнов накапливаются мощные осадочные толщи. При этом под нагрузкой вышележащих толщ возникают условия для значительного уплотнения осадков и выжимания флюидов из центральных частей бассейна к его краевым зонам. Необходимым условием аккумуляции и консервации УВ является наличие коллекторов, покрышек и ловушек. Наиболее перспективными коллекторами в Коротаихинской впадине могут быть верхнедевонские-нижнекаменноугольные рифы, пермские отложения, представленные переслаиванием песчаников и алевролитов различной мощности, а также грубозернистые терриген-ные отложения триаса. В пределах континентальной части впадины распространены пачки глинистых пород, которые могут служить как региональными, так и локальными и зональными покрышками. Цикличность процессов осадконакопления и тектонической активизации на всём протяжении истории развития бассейна позволяет предполагать, что для реализации нефтегазового потенциала пород и формирования первичных залежей УВ были созданы благоприятные условия аккумуляции УВ в ловушках антиклинального и неантиклинального типов.

Анализ структурного плана показывает, что основная часть ловушек (как структурных, так и литологических) сформировалась до активной миграции УВ из нефте-материнских пород, реже одновременно, что, в целом, является благоприятным фактором для образования и сохранности залежей УВ. Построенная модель показывает, что центральные и южные области впадины можно рассматривать в качестве очагов генерации основных объемов УВ флюидов и как зоны первичной аккумуляции УВ

ЛЯ

-сг-

Пути миграции Зоны аккумуляции Нефть Газ

с?й„.

Рис. 14. Зоны аккумуляции и направления миграции жидких и газообразных УВ в 3D модели Коротаихинской впадины и прилегающих территорий

(Рис. 14). Условия аккумуляции и сохранения углеводородных систем в этой гидродинамически изолированной части прогиба могли бы считаться наиболее благоприятными, но вследствие глубокого залегания возможных залежей, их сохранность вызывает сомнения. С учетом генетико-генерационных и миграционных показателей Хейягинская и Матвеевская депрессии характеризуется большими объемами эмиграции жидких и газообразных УВ и представляет наибольший интерес для поисков залежей УВ. Западная область прогиба в этом отношении менее интересна, т.к. генерация и миграция УВ, вероятно, проходила здесь в позднем триасе и протекала с меньшей интенсивно стью.

Наиболее благоприятные условия для аккумуляции УВ и сохранения залежей прослеживаются на северо-западном борту впадины. В центральных частях впадины перспективными на поиски УВ можно считать районы Лабогейского и Одиндокского поднятий, Верхневоркутской зоны дислокаций, Северо-Коротаихинской и Пестаншорской седловин, где высока вероятность обнаружения мелких и средних залежей антиклинального типа (Рис. 14). По сравнению с этими районами, северо-восточный борт Коротаихинской впадины характеризуется менее благоприятными условиями для сохранения залежей УВ. Инверсионные движения, сопровождаемые мощным размывом отложений, разрушением и трансформацией первичных залежей и углеводородных соединений, в целом, можно отнести к негативным факторам, но и здесь не исключается возможность обнаружения мелких и средних по масштабам экранированных залежей. Ловушками на пути миграции УВ на всей этой территории могут быть зоны экранированные надвиговыми и разрывными дислокациями, а также литологические тела (дельтовые песчаные образования, рифы).

Выводы

В целом, Коротаихинская впадина представляет собой очень сложный объект для поисков нефти и газа. Модель бассейна способствует лучшему пониманию механизмов образования и распределения УВ в разрезе осадочного чехла, наглядно показывая масштабы генерации, пути миграции, возможность аккумуляции и различия в

фазовом составе скоплений УВ. В условиях недостатка достоверных данных это позволяет выделять наиболее перспективные участки и объекты, рационально выбирать направления дальнейших исследований и тем самым способствовать повышению эффективности геологоразведочных работ.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Бассейновое моделирование показало, что на площади Коротаихинской впадины существовали и существуют все условия для генерации и аккумуляции УВ. Наличие в разрезе НГМТ, обогащенных как сапропелевым, так и гумусовым органическим веществом, а также степень их катагенетической трансформации создали все предпосылки масштабной генерации УВ для формирования месторождений нефти и газа. Несмотря на то, что на этой территории к настоящему времени промышленных скоплений не выявлено, по результатам моделирования она должна рассматриваться в качестве перспективной потенциально нефтегазоносной области Тимано-Печорского НГБ. По ориентировочным расчетам суммарные начальные геологические ресурсы УВ здесь могут составить около 1,7 млрд т.у.т. По величине ресурсов район Коротаихинской впадины и ее акваториального продолжения можно отнести к категории крупных поисковых регионов.

Литература

Аль-Хаджери М.М., Аль-Сайед М., Деркс Я., Фукс Т., Ханчель Т., Кауэрауф А., Ноймайер М., Шенк О., Свинтек О., Тессен Н., Вельте Д., Выграла Б., Корнпихль Д., Питерс К. Моделирование осадочных бассейнов и нефтегазоносных систем. Нефтегазовое обозрение. 2009. Т. 21. № 2. С. 18-37.

Варламов А.И., Фортунатова Н.К., Мушин И.А., Швец-Тэнэта-Гурий А.Г., Гумаров Р.К., Баранова А.В. Строение и перспективы не-фтегазоносности турнейских карбонатных клиноформных комплексов Коротаихинской впадины. Геология нефти и газа. 2012. № 2. С. 14-24.

Геологическая карта России и прилегающих акваторий. М: 1:2500000. Санкт-Петербургская картографическая фабрика ВСЕГЕИ. 2004.

Данилевский С.А., Склярова З.П. Катагенетическая зональность и размещение залежей углеводородов в Тимано-Печорской провинции. Закономерности размещения зон нефтегазонакопления в Тимано-Печорской провинции. Тр. ВНИГРИ. 1986. С. 23-32.

Дьяконов А.И., Цхадая Н.Д., Овчарова Т.А. и др. Современный эволюционно-динамический метод прогноза нефтегазоносности геолого-экологических регионов особо сложного строения (на примере юга Верхнепечорской впадины). Ухта: УГТУ 2002. 88 с.

Методическое руководство по количественной и экономической оценке ресурсов нефти, газа и конденсата России. М: ВНИГНИ. 2000. 189 с.

Норина Д.А., Ступакова А.В., Кирюхина Т.А. Условия осадкона-копления и нефтегазоматеринский потенциал триасовых отложений Баренцевоморского бассейна. Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2014. № 1. С. 6-16.

Прищепа О.М., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Коротаихинская впадина - перспективное направление геолого-разведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008 а. № 12. С. 9-19.

Прищепа О.М., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Направления геологоразведочных работ на нефть и газ в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2008 б. № 3. http://www.ngtp.rU/rub/4/40_2008.pdf.

Прищепа О.М., Житников В.А., Орлова Л.А., Чумакова О.В. Коротаихинская впадина - новое направление наращивания сырьевой

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

базы нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012.

Санникова И.А. Историко-геологическое моделирование осадочного разреза в Коротаихинской впадине Тимано-Печорского НГБ. ЛОМОНОСОВ 2015. Москва. 2015.

Санникова И.А., Кирюхина Т.А., Ступакова А.В. Моделирование процессов образования углеводородов в Коротаихинской впадине Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Геология в развивающемся мире: сб. тр. (по материалам VIII науч.-практ. конф.). Пермский государственный национальный исследовательский университет, Пермь. 2015. Т. 1. С. 502-506.

Ситар К.А. Геолого-геохимические условия формирования нефтега-зоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Автореф. дис. канд. геол.-мин. наук. М. 2007. 22 с.

Сведения об авторах

Антонина Васильевна Ступакова - доктор геолого-минералогических наук, профессор, заведующий кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова