Россия
Россия
Россия
Территория гряды Чернышева является одной из слабоизученных и перспективных на поиски залежей углеводородов (УВ) на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Нижнедевонские карбонатные отложения в составе среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса рассматриваются в качестве приоритетного объекта для выявления залежей УВ. Изучение отложений нижнего девона в скважинах и естественных обнажениях показало, что породы-коллекторы представлены преимущественно доломитами с трещинно-каверново-поровым и каверново-трещинным типом пустотного пространства. Пористость по керну достигает 9.3 % с преобладанием значений в диапазоне 0.5–1.5 %. Для проницаемости преобладают значения до 1.0×10–15 м2, реже в диапазоне 1–10×10–15 м2. Такие фильтрационно-емкостные свойства характеризуют их как низкоемкие и низкопроницаемые коллекторы. Улучшенные коллекторские свойства связываются с породами фаций карбонатных отмелей с небольшими биостромами и биогермами. Потенциальные нефтегенерирующие толщи выделены в глинисто-карбонатной пачке овинпармского горизонта. Наиболее обогащенные органическим веществом породы (Сорг — 1.08–1.88 %) характеризуются значениями генерационного потенциала (S1+S2) — 2.18–8.65 мг УВ/г породы и водородного индекса HI — 153–432 мг УВ/г Сорг, что классифицирует их как среднепродуктивные нефтематеринские породы. Таким образом, наличие коллекторских толщ, нефтематеринских пород и экранирование верхнедевонским региональным флюидоупором является благоприятным условием для формирования залежей УВ в нижнедевонских природных резервуарах.
гряда Чернышева, нижний девон, коллекторы, пористость, проницаемость, углеводороды
Введение
Гряда Чернышева и прилегающие к ней надвиговые зоны являются одними из слабоизученных и перспективных на поиски залежей углеводородов (УВ) на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [7, 13; 14; 16]. По оценке [8], разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья гряды в составе Хоседаюско-Воргамусюрского нефтегазоносного района составляет около 1 %. При этом по величине плотности неразведанной части ресурсов нефти среди всех нефтегазоносных районов Хоседаюско-Воргамусюрский находится на втором месте [8].
Среди выделенных нефтегазоносных комплексов на гряде Чернышева среднеордовикско-нижнедевонский оценивается как наиболее перспективный. С ним связано около 44 % (56.4 млн тонн) извлекаемых начальных суммарных ресурсов нефти [11]. Нижнедевонские карбонатные отложения в составе комплекса являются приоритетным объектом для поисков залежей УВ. Их промышленная нефтеносность установлена на Южно-Степковожском и Восточно-Адзьвинском месторождениях. Перспективность нижнедевонских природных резервуаров также связана с благоприятным соотношением коллекторов и покрышек вследствие эрозионного срезания и выхода коллекторских горизонтов под региональный верхнедевонский флюидоупор [9].
В данной статье представлены сведения по установленной нефтегазоносности нижнедевонских отложений, характеристике пород-коллекторов в скважинах и естественных обнажениях и перспективам выявления новых залежей УВ на локальных поисковых объектах гряды Чернышева и прилегающих территорий.
Район исследований
Гряда Чернышева находится в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Она представляет собой линейную сложно дислоцированную структуру в составе Предуральского краевого прогиба, которая ограничивает его с запада от структур Печорской синеклизы — Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (рис. 1, a).
В геологическом строении гряды выделяются несколько складчато-надвиговых структур: Хоседаюская антиклинальная зона, Тальбейский блок и разделяющая их Адзьвавомская депрессия, Восточно-Воргамусюрская складчатая зона, Шаръю-Заостренский и Яньюский блоки (рис. 1, b).
Многими исследователями признается формирование гряды Чернышева в результате послойного срыва по соленосным отложениям верхнего ордовика (детачмент) под действием орогенных процессов, происходивших на Урале [2; 14; 18; 19]. Однако модель формирования гряды неоднозначна и является предметом дискуссий [2; 19].
Нефтегазоносность нижнего девона
Промышленная нефтегазоносность нижнего девона на гряде Чернышева установлена на Южно-Степковожском нефтяном месторождении (рис. 2). Небольшие притоки нефти получены в скважине Восточно-Адзьвинская-1, пробуренной на одноименной структуре. Последующие результаты переинтерпретации геолого-геофизических материалов позволили поставить на баланс Восточно-Адзьвинское месторождение [4].
Одними из последних геолого-разведочных работ на гряде Чернышева с бурением 3 скважин (Адакская-1 и -2, Харутамылькская-1), были проведены ПАО «Газпром» [3]. Нефтеносность нижнего девона была установлена в скважинах Адакская-2 и Харутамылькская-1. В поднадвиговой части разреза скважины Адакская-2 из верхнесилурийско-нижнедевонских отложений получен приток газированной нефти дебитом 0.4–0.8 м3. В скважине Харутамылькская-1 в нижнедевонских отложениях установлено нефтенасыщение по керну. При опробовании в открытом стволе получен сильногазированный буровой раствор с пленкой нефти.
Нефтепроявления в керне в виде трещин с битумом, загустевшей нефти по трещинам, стилолитам и порам установлены в скважинах Адзьвинская-1 и Северо-Адзьвинская-1.
Следует также отметить, что на прилегающих с запада к гряде территориях Варандей-Адзьвинской структурной зоны нижнедевонские отложения являются основным объектом промышленного освоения (Черпаюское, Хасырейское, Подверьюское и Хосолтинское нефтяные месторождения) [20].
Характеристика пород-коллекторов
Характеристика пород-коллекторов по данным поисково-разведочных работ
На территории гряды Чернышева нижнедевонский природный резервуар характеризуется благоприятным строением, где под тиманско-саргаевскую региональную покрышку выходят карбонатные породы овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов [9]. Наиболее продуктивные пласты-коллекторы относятся к карбонатным отложениям овинпармского горизонта. Глубина залегания коллекторских горизонтов меняется в зависимости от положения в геологическом разрезе: от 1.4–2.9 км в аллохтонной части до 3.4–4.1 км в автохтоне (табл. 1). На Южно-Степковожском месторождении коллекторами являются доломиты с трещинно-каверново-поровым типом пустотного пространства. Пористость, по данным ГИС, составляет 7.1–12.7 % (табл. 1). Эффективная нефтенасыщенная мощность коллекторов 10.6 м.
Наиболее детально породы-коллекторы в нижнедевонских отложениях изучены по скважинам Адакская-2 и Харутамылькская-1 (табл. 1). Продуктивные отложения в скважине Адакская-2 сложены доломитами и известняками, кавернозными и трещиноватыми. Пористость по керну изменяется от 0.3 до 5.6 % с преобладанием значений в диапазоне 0.5–1.5 % (рис. 3). Проницаемость изменяется от <0.01´10–15 м2 до 45.44´10–15 м2 с преобладанием значений до 1.0´10–15 м2 (рис. 3). Коллекторы относятся к трем классам: I — поровые и каверново-поровые, II — трещинно-каверново-поровые и III — каверново-трещинные, трещинные [2].
В скважине Харутамылькская-1 получены схожие характеристики коллекторов (табл. 1). Они представлены доломитами и доломитизированными известняками, кавернозными и трещиноватыми. Пористость, определенная по керну, изменяется в пределах 0.1–9.3 % с преобладанием в интервале значений 0.5–1.5 % (рис. 3). Проницаемость составляет от 0.014´10–15 м2 до 115.42´10–15 м2. Доминируют низкие значения до 1.0´10–15 м2, реже в диапазоне 1–10´10–15 м2 (рис. 3). Преобладают трещинно-каверново-поровые и каверново-трещинные, трещинные коллекторы.
Совокупность имеющихся данных определений пористости и проницаемости для нижнедевонских отложений характеризует их как низкоемкие и низкопроницаемые коллекторы. Улучшение фильтрационно-емкостных свойств нижнедевонских коллекторов предполагается в приразломных зонах, где отложения подвергались интенсивному растрескиванию и выщелачиванию [9, 17].
Породы-коллекторы в нижнедевонских отложениях разреза руч. Дэршор
Основной информацией по оценке коллекторских толщ нижнего девона являются материалы поисково-оценочного бурения, хотя на гряде Чернышева известны выходы нижнедевонских отложений в естественном залегании, изучение которых позволило бы получить дополнительную геологическую информацию. В этой связи нами был изучен наиболее представительный разрез нижнего девона, расположенный на руч. Дэршор в среднем течении р. Адзьва на севере гряды Чернышева (рис. 1, a).
В этом разрезе пористо-кавернозные породы-коллекторы установлены в доломитовой пачке (пачка II) овинпармского горизонта (рис. 4, a, b). Они представлены доломитами, мелко- и среднезернистыми, биогермными (баундстоуны) с ветвистыми колониями строматопорат, реже табулят и существенным содержанием микрозернистого карбоната, микробиальных комков и сгустков (рис. 4, c). Формирование этих отложений связано с небольшими биогермами и биостромами в зоне «изолированной» мелкой сублиторали. Приобретение свойств коллекторов связано с интенсивным развитием постседиментационных процессов выщелачивания колоний строматопор и табулят в зоне интенсивной трещиноватости пород разреза. Пустотность породы сформирована кавернами и порами по органическим остаткам, межкристаллическими порами и трещинами выщелачивания (рис. 4, d–g). По соотношению типов пустот они относятся к трещинно-каверновым (трещинно-каверново-поровым) коллекторам. Определение фильтрационно-емкостных свойств пород показало: пористость — 2.06 %, проницаемость — 0.041´10–15 м2.
Схожие породы и фациальные условия их образования описываются на прилегающем к гряде Чернышева восточном борту Хорейверской впадины [5]. Авторы выделяют здесь в сублиторальном комплексе фацию карбонатных отмелей, с которой связывают основную часть коллекторов овинпармского горизонта. Ими установлено, что с породами карбонатных отмелей связаны наиболее высокоёмкие коллекторы с пористостью 5–15.3 % (в среднем 10 %) и проницаемостью до 1Д [5].
Изучение керна скважин Адакская-2 и Харутамылькская-1 послужило основой для модели, предполагающей широкое развитие в районе гряды Чернышева в нижнедевонское время микробиально-водорослевых биогермных построек и связанных с ними фаций [3]. Согласно этой модели, биогермы имели небольшие размеры (максимум 1.5–2 км по ширине и 2–3 км по простиранию) и формировали полосовидные зоны параллельно краю карбонатной платформы. Исследования коллекторских свойств разнофациальных отложений показало, что наибольшая эффективная толщина коллекторов связана с массивами биогермов и их тыловых частей. Однако наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками (средние значения Кп –4.4 %, Кпр–16.7´10–15 м2) обладают отложения, отнесенные к фациальной зоне обломочных шлейфов биогермов [3].
Нефтегазоматеринские породы
В качестве потенциальных нефтегенерирующих толщ выделены глинисто-карбонатные отложения преимущественно в разрезе овинпармского горизонта. Средние концентрации Сорг составляют 0.28–0.52 % в карбонатных породах и 1.08–1.88 % в мергелях и аргиллитах. По данным пиролиза Rock-Eval, значения генерационного потенциала (S1+S2) и водородного индекса (HI) наиболее обогащенных ОВ пород составляют соответственно 2.18–8.65 мг УВ/г породы и 153–432 мг УВ/г Сорг [2]. По совокупности геохимических параметров нефтематеринские породы овинпармского горизонта относятся к категории низко- и среднепродуктивных.
В изученном разрезе на руч. Дэршор к нефтематеринским отложениям могут относиться породы глинисто-карбонатной пачки (3 пачка) овинпармского горизонта. Она сложена известняками с прослоями мергелей и глинистых известняков. Содержание Сорг составляет 0.2–0.4 % в известняках и 1.1–1.5 % в глинисто-карбонатных разностях пород. В породах этой пачки также присутствуют битумо- и нефтепроявления в виде заполнения битумом пустот по плоскостям отдельности, трещинам и стилолитовым швам (рис. 5, a–c), включений битумов в кальцитовых гнездах (рис. 5, d) и нефтеподобных жидких включений (рис. 5, e).
Кроме нижнедевонских нефтематеринские породы установлены также в верхнесилурийских отложениях [2, 6]. Поэтому нельзя исключать генерацию УВ породами верхнего силура и их вертикальную миграцию в нижнедевонские коллекторы.
Перспективы поисков залежей УВ в нижнедевонских отложениях
Проведение поисково-разведочных работ на выявление залежей УВ в карбонатных отложениях среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса связываются с локальными объектами как на самой гряде Чернышева, так и на прилегающих к ней надвиговых зонах (рис. 6, a).
В Хоседаюской антиклинальной зоне перспективы поисков связываются с поднадвиговой (автохтон и паравтохтон) частью разреза. По результатам переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических материалов в качестве перспективных локальных объектов рассматриваются Адзьвинская (рис. 6, b) и Северо-Адзьвинская приразломные структуры [4]. По проведенной оценке ресурсов этой зоны с нижнедевонскими отложениями связывается основной прирост запасов нефти: извлекаемые ресурсы по категории D0 составляют около 12.9 млн т [8].
В южной части гряды Чернышева (Яньюский блок) объектом для постановки поисково-разведочных работ рекомендуется структура Яньюская-II (рис. 6, d). Оценка прогнозных извлекаемых ресурсов нефти (категории D1л) структуры по отложениям среднеордовикско-нижнедевонского комплекса составляет 4.5 млн т [1]. В качестве перспективных поисковых объектов также предлагаются подготовленные Западно-Сарьюгинская (ресурсный потенциал D0 — 4.58 млн т) и Западно-Еджидъюская (ресурсный потенциал D0 — 3.22 млн т) тектонически экранированные ловушки [10].
Зона надвигового сочленения гряды Чернышева с Косью-Роговской впадиной представляет определенный поисковый интерес на выявление поднадвиговых структур [14]. В этой зоне приоритетный интерес представляет Поварницкое поднятие (рис. 6, c). Оно выступает в виде структурного носа, перекрытого надвиговой пластиной гряды. Перспективные резервуары выделяются в широком стратиграфическом диапазоне от ордовика до перми, в том числе в силуре–нижнем девоне.
Заключение
Установленная нефтеносность нижнедевонских отложений и благоприятное соотношение нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров в природном резервуаре, а также доступные для бурения глубины продуктивных горизонтов (3.5–4 км) позволяют рассматривать их как перспективный поисковый объект для выявления залежей УВ.
Породы-коллекторы представлены преимущественно доломитами с трещинно-каверново-поровым и каверново-трещинным типом пустотного пространства. Фильтрационно-емкостные свойства пород характеризуют их как низкоемкие и низкопроницаемые коллекторы: основной диапазон значений (по керну) составляет 0.5–1.5 % для пористости и до 1.0´10–15 м2 для проницаемости. Улучшение коллекторских свойств предполагается в зонах разломов, где карбонатные породы подвергались растрескиванию и выщелачиванию.
Проведение поисковых работ на выявление залежей УВ в нижнедевонских отложениях связывают с локальными структурами как на самой гряде Чернышева, так и в прилегающих к ней надвиговых зонах. В северной части гряды для опоискования рекомендуются Адзьвинская и Северо-Адзьвинская приразломные структуры. В южной половине гряды для постановки поисковых работ предлагается структура Яньюская-II, а также поднадвиговое Поварницкое поднятие. Таким образом, наличие фонда подготовленных поисковых локальных объектов, а также высокая доля неразведанной части ресурсов позволяют высоко оценивать вероятность обнаружения новых залежей УВ в природных резервуарах нижнего девона.
1. Богданов М. М., Лукова С. А. Зоны нефтегазонакопления и новые направления поисков месторождений углеводородов в нижних горизонтах осадочного чехла гряды Чернышева // Геология нефти и газа. 2016. № 1. С. 31-44.
2. Данилов В. Н. Гряда Чернышева: геологическое строение и нефтегазоносность. СПб.: Реноме, 2017. 288 с.
3. Данилов В. Н., Иванов В. В., Гудельман А. А., Журавлев А. В., Вишератина Н. П., Огданец Л. В., Уткина О. Л. Перспективы нефтегазоносности центральной части поднятия Чернышева по результатам геологоразведочных работ на Адакской площади // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 2. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
4. Желудова М. С. Перспективы нефтегазоносности поднадвиговой части разреза северной части Хоседаюской антиклинальной зоны гряды Чернышева // Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России: Материалы XVII Геологического съезда Республики Коми. Сыктывкар: Геопринт, 2019. Т. 3. С. 41-42.
5. Жемчугова В. А., Маслова Е. Е. «Биогермные постройки» нижнего девона восточного борта Хорейверской впадины // Геология рифов: Материалы Всерос. литолог. совещания, посвящ. 130-летию со дня рождения В. А. Варсанофьевой. Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2020. С. 51-53.
6. Котик И. С., Даньщикова И. И., Котик О. С., Валяева О. В., Можегова С. В., Соколова Л. В. Литолого-геохимическая характеристика силурийских отложений Тальбейского блока гряды Чернышева // Вестник ИГ Коми НЦ УрО РАН. 2016. № 11. С. 15-22.
7. Куранов А. В. Невостребованные нефтегазовые объекты Тимано-Печорской провинции, их углеводородный потенциал и перспективы вовлечения в освоение // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т.10. № 1. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/8_2015.pdf
8. Куранов А. В., Кутлинский А. А., Желудова М. С., Матвеева С. Ю., Зегер Н. А. Результаты оценки начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья Республики Коми // Горный журнал. 2013. № 7. С. 57-61.
9. Мартынов А. В. Емкостной потенциал силурийско-нижнедевонской карбонатной формации поднятия Чернышева // Рассохинские чтения: материалы межрегионального семинара. Ухта: УГТУ, 2010 С. 98-103.
10. Мартынов А.В., Жарков А.М., Николаева А.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности южной части гряды Чернышева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2021. Т. 16. № 1. URL: http://www.ngtp.ru/rub/2021/2_2021.html
11. Петрова Ю. Э., Прохоров В. Л., Багаева М. А., Умрилов Е. Л., Коршунов А. А., Алексеева И. Б., Яковлева Л. А., Карпова И. В. Оценка состояния сырьевой базы углеводородов Северо-Западного федерального округа и проблемы ее воспроизводства // Геология нефти и газа. 2020. № 5. С. 7-25. DOI:https://doi.org/10.31087/0016-7894-2020-5-7-25
12. Прищепа О. М., Богацкий В. И., Макаревич В. Н., Чумакова О. В., Никонов Н. И., Куранов А. В., Богданов М. М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т. 6. № 4. С. 1-34. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf
13. Соборнов К. О., Данилов В. Н. Строение и перспективы нефтегазоносности гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) // Геология нефти и газа. 2014. № 5. С. 11-18.
14. Соборнов К. О. Ресурсный потенциал гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн) в контексте новых данных о строении и продуктивности соленосных надвиговых поясов // Георесурсы. 2022. Т. 24. № 1. С. 36-50.
15. Соборнов К. О., Коротков И. П., Яковлев Д. В., Куликов В. А., Кудрявцев К. Ю., Колесник В. Ф. Раздавленные соляные диапиры гряды Чернышева (Тимано-Печорский бассейн): комплексное изучение и влияние на нефтегазоносный потенциал // Геология нефти и газа. 2021. № 1. С. 73-88. DOI:https://doi.org/10.31087/0016-7894-2021-1-73-88
16. Сотникова А. Г., Лукова С. А. Перспективы нефтегазоносности объектов складчато-надвигового генезиса северного сегмента Предуральского краевого прогиба // Геология нефти и газа. 2021. № 1. С. 89-102.
17. Теплов Е. Л., Костыгова П. К., Ларионова З. В., Беда Ю. И., Довжикова Е. Г., Куранова Т. И., Никонов Н. И., Петренко Е. Л., Шабанова Г. А. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции. СПб., 2011. 286 с.
18. Тимонин Н. И. Печорская плита: история геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 240 с.
19. Юдин В. В. Орогенез севера Урала и Пай-Хоя. Екатеринбург: Наука, 1994. 284 с.
20. Юрьева З. П. Положение залежей нефти в разрезах нижнедевонских отложений (Тимано-Печорская провинция) // Геология нефти и газа. 2015. № 3. С. 3-13.
