CC BY
25Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 3(18) 2017 ■ http://oilgasjoumal.ru
ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В НИЖНЕПЕРМСКИХ РИФОГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА
А.Д. Драбкина ИПНГ РАН, e-mail: [email protected]
Предуральский краевой прогиб отделяет Западно-Уральскую мегазону складчато-надвиговых дислокаций от платформенных дислокаций эпибайкальской Тимано-Печорской плиты. С юга на север прогиб расчленяется на ряд впадин: Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, которые разделяются интенсивно дислоцированными поперечными поднятиями Средне-Печорским, Колвинского мегавала и южными дислокациями Гряды Чернышева (рис.1).
Для Предуральского прогиба характерна достаточно резкая структурно фациальная зональность пермских отложений, обусловленная формированием складчато-надвиговых и блоковых структур Урала, а также развитием с востока на запад молассовых, депрессионных, рифовых и мелководно-шельфовых формаций.
В пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в ассельско-сакмарское время существовал обширный шельф, в пределах которого формировались карбонатные формации с обособлением рифовых фаций биостромного и биогермного типов.
Более мелководная западная часть палеошельфа характеризовалась широким развитием построек биостромного типа без существенного увеличения их мощности, которая изменяется в пределах от первых десятков, до 60 м. [1]. Наиболее крупные постройки биостромного типа развиты на Баганской банке (имеющей кольцеобразную форму размером 25х20 км), в пределах которой установлены залежи нефти на Южно-Баганском, Северо-Баганском, Восточно-Баганском и Средне-Макарихинским месторождениях (рис.2). Здесь в ассельских и сакмарских отложениях, представленных известняками водорослевыми и органогенными с фауной брахиопод, фораминифер, криноидей и мшанками, широко развиты коллекторы каверно-порового и порового типов (с пористостью по керну от 63% до 19,6%, а по ГИС - от 9,3% до 20,8%).
Севернее, на Сандивейском месторождении, были исследованы ассельские промышленно нефтегазоносные биостромы и биогермы, которые совместно с такими же образованиями, выявленными на Веякшорском, Северо-Хаяхинском и Салюкинском
месторождениях, по-видимому, образуют еще одну кольцевидную зону ассельско-сакмарских органогенно-детритовых построек, подтвержденных фаунистически, и с установленной нефтегазоносностью, высокой продуктивностью (рис. 3) [1].
Восточнее мелководного шельфа в Р1-время сформировался Предуральский прогиб перед фронтом Уральского складчато-надвигового пояса. В прогибе, в условиях некомпенсированного прогибания развивались рифогенные постройки различного типа: 1) одиночные рифы, приуроченные к внешним бортам палеовпадин; 2) линейные системы рифов, приуроченные к осевым зонам палеовпадин; 3) связки рифовых массивов на разделяющих палеовпадины поперечных поднятиях.
Крупные биогермы, мощностью до 270 м. в скважине №19 (рис.4), в настоящее время выявлены в пределах внешнего борта Косью-Роговской впадины на Кочмесской площади. Рифовые постройки однозначно выделяются на временных разрезах сейсморазведки 2D и 3D. Открытие крупных залежей нефти также возможно и на других площадях внешнего борта этой впадины - Кочмесской ступени (на Нерцетинской, Поварницкой, Бергантымыльской, Комбожюской и др. структурах закартированых сейсморазведкой). Кочмесский нефтегазоносный район приурочен к внешнему борту данной впадины. В его пределах в настоящее время открыты нефтяные (Нерцетинское, Кочмесское) и газовое (Романьельское) месторождения. Основными продуктивными горизонтами являются коллекторские толщи в рифовых массивах средне-верхнекаменноугольного и ассельско-сакмарского возраста. Преобладают высоко-среднеемкие коллекторы (Кп 16-23%) трещинно-порового и каверново-порового типов. Открытие залежей в рифогенных комплексах пород прогнозируется на глубинах 2-3,5 км [2].
Большесынинская впадина, расположенная между Средне-Печорским и Печоро-Колвинским поперечными поднятиями, имеет СЗ-ЮВ ориентировку в целом, параллельную этим поднятиям, что отличает ее от субмеридионального простирания впадин прогиба. В средневизейско-нижнепермском НГК мелкие по запасам залежи нефти в рифогенных отложениях установлены на глубинах 2430-2670м на Пыжъельском, Южно-Сынинском и Субборском месторождениях. Эффективная мощность коллекторов 4-10м, средняя пористость - 14-21%, проницаемость - до 120 md. Залежи открыты в Нитчемью-Сынинской зоне нефтегазонакопления, они приурочены к одноименной ступени северного борта данной впадины. Перспективы поисков залежей рифогенного
типа связываются с северным и южным бортами впадины на границах с поперечными поднятиями Печоро-Колвинским, Средне-Печорским, Грядой Чернышева. Южный блок в пределах Вяткинской депрессии изучен очень слабо. Здесь закартировано несколько разноориентированных структур (Вяткинская, Ермоловская, Куренная и др.), которые по аналогии с Северным бортом могут быть рифогенными и содержать залежи УВ и которые могут быть объединены в одну зону нефтегазонакопления. Восточный борт рассматриваемой впадины практически не изучен, является интенсивно дислоцированным и, по-видимому, перекрыт надвиговыми блоками западной зоны Урала.
В Верхнепечорской впадине рифовые постройки выделены по материалам сейсморазведки, они располагаются цепочкой вдоль западной границы и отделяют прогиб от платформенной области (рис. 5). По своему строению рифовые массивы могут быть как простыми куполовидными сооружениями, так и в виде прямых разветвленных хребтиков, осложненных куполами. Все они являются потенциальными вместилищами промышленных скоплений нефти и газа [3].
Детальный анализ данных сейсморазведки и корреляции разрезов ранее пробуренных скважин позволил выявить ряд зон развития рифогенных фаций ассельско -сакмарского возраста, перспективных для поиска новых залежей на исследуемой территории. Рифогенные постройки перекрыты пластами-флюидоупорами кунгурского и артинского возраста. Исследование данных флюидоупоров, согласно концепции трёхслойного строения природных резервуаров, позволило разделить их на истинные и ложные покрышки [4].
Статья написана в рамках выполнения Государственного задания в сфере научной деятельности на 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Никонов Н.И., Беда И.Ю. Новые данные о перспективах нефтегазоносности нижнепермских органогенных построек // Материалы Всероссийского литологического совещания. Сыктывкар, 2010. С. 126-128.
2. Богданов Б.П., Кузьменко Ю.С., Панкратова Е.И., Терентьев С.Э. Карбонатные постройки перми-карбона севера Тимано-Печорской провинции и их свойства [Электронный ресурс] // Нефтегазовая геология. Теория и Практика. 2014. Т. 9, №3. . - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/11/38_2014.pdf. (Дата обращения 01.10.2017).
3. Гурова Д.И. Перспективы нефтегазоносности нижнепермских карбонатных отложений Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 7. С. 6-14.
4. Хитров А.М. Покрышки залежей углеводородов и ресурсный потенциал недр [Электронный ресурс] // Актуальные проблемы нефти и газа: Сет. науч. изд. 2013. Вып 1(7). - Режим доступа: http://oilgasjoumal.ru/vol_7/hitrov.pdf. (Дата обращения 01.10.2017).
ПРИЛОЖЕНИЕ
Рис. 1. Структуры Предуральского краевого прогиба (по материалам Д.И. Гуровой, 2017 г.)
Рис. 2. Баганская группа месторождений (по материалам Н.И. Никонова и др., 2013 г.)
Рис. 3. Структурная карта кровли карбонатных отложений нижней перми - карбона, Южно-Сандивейский участок (по материалам Т.И. Курановой, 2010 г.)
Рис. 4. Схема сопоставления нижнепермских рифогенных отложений на Кочмесской площади (по материалам В.К. Утопленникова и др., 2011 г.)
Рис. 5. Распространение нижнепермских карбонатных построек. Северная и центральная часть Верхнепечорской впадины (по материалам Д.И. Гуровой, 2017 г.)
