Проблемы оценки и освоения углеводородного потенциала недр Коротаихинской впадины

Ключевые слова:

Коротаихинская

впадина,

нефтегазоносность,

углеводородный

потенциал,

нефтегазоносный

комплекс.

Keywords:

Korotaihinskaya

deep,

oil and gas occurence, hydrocarbon potential,

oil and gas complex.

УДК 553.98

В.В. Акимов

Проблемы оценки и освоения углеводородного потенциала недр Коротаихинской впадины

Коротаихинская впадина располагается в северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, находящегося на северо-востоке Европейской части России. С ним связана Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, включающая материковую часть с Тиманским кряжем, Печорской низменностью, западным склоном Северного и Полярного Урала и акваторию Печорского моря с островами Вайгач и Колгуев [1].

Территория Коротаихинской впадины граничит с нефтегазоносной Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоной, детально изученной бурением и сейсморазведкой. В ее пределах в широком стратиграфическом диапазоне - от ордовика до триаса - открыты многочисленные нефтяные месторождения.

Начало изучения территории Коротаихинской впадины было положено в 1932 г. маршрутными работами Н.Н. Иорданского. Им были проведены первые геологические исследования в бассейне рек Янгарей и Вась-Яга. Результатами работ явились сводки по геоморфологии и четвертичным отложениям. Во время геологической съемки им было открыто Янгарейское угольное месторождение [2].

Изучение Коротаихинской впадины можно разделить на два этапа.

Первый этап охватывает 1950-1990-е гг. Он ознаменовался получением приблизительных данных о геологическом строении Коротаихинской впадины как структуры I порядка - самой северной из впадин Предуральского краевого прогиба Урало -Новоземельской складчатой системы, вытянутой в северо-западном направлении. Ее размеры в материковой части достигают 230 х 70 х 150 км, а максимальная ширина отмечается в центральной части. По данным морской сейсморазведки, впадина продолжается в акваторию Печорского моря на расстояние более 50 км.

Юго-западной границей впадины, отделяющей ее от Варандей-Адзьвинской структурной зоны, является фронтальная часть Вашуткино-Талотинского надвига. Плоскость последнего под углом 20^40° падает на северо-восток. С юга Коротаихинская впадина обрамляется поднятием Чернова, отделяющим ее от Косью-Роговской впадины. Ее восточная и северо-восточная окраины уходят под надвиго-вые пластины Полярного Урала и Пай-Хоя.

Впадина характеризуется асимметричным строением. Как и в других впадинах краевого прогиба, здесь выделяются внешняя и внутренняя зоны. Граница между ними трассируется по линии Бельковско-Щучьинского разлома, прослеживающегося практически по всем горизонтам осадочного чехла и четко отображающегося в гравимагнитных полях. Фундамент скважинами не вскрыт. По геофизическим данным, его поверхность от глубин 8^9 км на юго-западе впадины полого погружается в северо-восточном направлении до 10^14 км. Доордовикские образования, слагающие байкальский (?) фундамент, изучены в обнажениях Пай-Хоя и Урала и представлены вулканогенными отложениями позднепротерозойского (кембрийского?) возраста. В строении осадочного чехла выделено два резко отличающихся структурных этажа: верхний, включающий отложения триаса и перми, соответствует орогенно-му этапу развития; нижний, сложенный отложениями допермского возраста, - платформенному. Структурные планы верхнего молассового комплекса и подстилающих платформенных ордовикско-нижнепермских образований отличаются, главным образом, тем, что первому свойственно более интенсивное проявление складчатости и разрывных нарушений. В пределах впадины выявлены структурные осложнения

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

149

(глубинные разломы, перегибы, надвиги) и ряд локальных структур, часть которых подготовлена к глубокому бурению. В пределах впадины было пробурено 6 параметрических, 2 поисковые и 20 структурных и поисковых на уголь скважин (ВК-1-5, 11-12, 14-16 и др.). В результате бурения и опробования скважин были получены непромышленные притоки нефти и газа, а также сведения о скоростных характеристиках отложений [3].

Второй этап изучения Коротаихинской впадины начался в 2008 г. с составления Программы проведения региональных сейсморазведочных работ по трем профилям. Результаты проведенных сейсморазведочных работ существенно повлияли на представления о геологотектоническом строении Коротаихинской впадины и сопредельных площадей. Были получены обнадеживающие данные о нефтегазоносности разреза, в связи с чем возникла необходимость бурения параметрической скважины и проведения детализационных сейсморазведочных работ [4].

На основании новых данных о Корота-ихинской впадине были внесены изменения в схему тектонического районирования нефтегазоносной Тимано-Печорской провинции в целом (рисунок).

Коротаихинская впадина является структурой I порядка, осложненной тремя структурами II порядка: Лабогейской моноклиналью, Верхневоркутской зоной дислокаций, Хейя-гинской депрессией. Юго-западный борт впадины, ранее именовавшийся Вашуткино-Тало-тинским надвигом, был выделен как самостоятельная структура I порядка с продолжением в акваторию Печорского моря и переименован в Вашуткино-Талотинскую складчато-надви-говую зону. При-Пай-Хойский борт выделен как Васьягинско-Сабриягинская складчатая область [5]. Результатом работ второго этапа стало лицензирование в 2011-2012 гг. шести участков недр, приуроченных к Коротаихинскому перспективному нефтегазоносному району (НГР) общей площадью 7440 км2.

Недостаточный объем глубокого бурения не позволяет уверенно оценить нефтегазоносносный потенциал Коротаихинского НГР. По этой причине выделение нефтегазоносных комплексов (НГК) базируется на внешних аналогиях с прилегающей с юга Косью-Роговской впадиной и с запада Варандей-Адзьвинской структурной зоной.

В осадочной толще Коротаихинского НГР выделяются следующие НГК:

• верхнеордовикско-нижнедевонский. Ордовикские отложения не изучены бурением, силурийские отложения представлены низко -поровыми, трещиноватыми по керну известняками без признаков нефтенасыщенности. Нижнедевонские отложения представлены известняками, доломитами, в кровле отмечается присутствие ангидритов. Перспективы нефтегазоносности незначительны и могут быть связаны, главным образом, с западным бортом впадины (Вашутинско-Талотинский складчато-надвиговой зоной), так как в Варан-дей-Адзьвинской зоне установлена промышленная нефтеносность нижнедевонских карбонатов);

• среднедевонско-нижнефранский комплекс представлен известковистыми доломитами. Его нефтегазоносность пока не установлена. Перспективы связаны с прибортовыми зонами впадины, в которых, предположительно, может существовать продолжение зоны органогенных построек прилегающих районов;

• доманиково-турнейский. По имеющимся к настоящему времени данным (отложения комплекса были вскрыты в скв. 1-Рифовая и 1-Хавдейская), признан бесперспективным, хотя по керну отмечена битуминозность кавернозных доломитов турнейского яруса нижнего карбона, но при опробовании притока не получено. Перспективы нефтегазоносности связываются с зонами рифовых построек, промышленная нефтегазоносность которых установлена в сопредельных районах [7];

• средневизейско-нижнепермский. В про-

мывочной жидкости скв. 1-Хавдейская наблюдалась пленка нефти. При опробовании сразу после вскрытия из интервала 2024^2139 м (С1у) за 40 мин было получено 1,1 м3 разгазиро-ванного глинистого раствора с нефтью; кривая восстановления давления слабой интенсивности; пласт низкопроницаемый. В скв. ВК-1, расположенной рядом с Хавдейской площадью, в керне каменноугольных отложений обнаружена вязкая нефть. Перспективными являются Сабриягинская и Пестаншорская складчато-надвиговые зоны, в которых выявлены под-надвиговые, тектонически-экранированные

структурные ловушки большой площади и амплитуды (Янгарейская, Верхнеянгарейская, Сабриягинская и Западно-Сабриягинская

структуры).

№ 5 (16) / 2013

150

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Границы тектонического районирования:

надпорядковые

I порядка

II порядка

Хорейверско-Печороморская синеклиза: З2 - Хорейверская впадина; З2 - Садаягинская ступень;

З2 - Центрально-Хорейверский уступ; З6 - Колвависовская ступень; З}0 - Цильегорская депрессия. Северо-Печороморская моноклиналь: К - Варандей-Адзьвинская структурно-тектоническая зона;

К[ - Гуляево-Алексеевская структурная зона; КЗ - Полярный купол; К} - Вал Сорокина; К5 - Мореюская депрессия; К} - Вал Гамбурцева; К} - Верхнеадзьвинская депрессия.

Краевые мегапрогибы Тимано-Печорской плиты

Припайхойско-Приюжноновоземельский перикратон: Л2 - Вашуткина-Талотинская складчато-надвиговая зона;

Л3 - Русановская складчато-надвиговая зона; Л4 - Коротаихинская впадина; Л} - Лабогейская моноклиналь;

Л4 - Верхневоркутская зона дислокаций; ЛЗ - Хейягинская депрессия; Л4 - Пестаншорская складчатая зона;

Л4 - Силовояхская депрессия; Л$ - Сырьягинская складчатая зона; Л5 - Васьягинско-Сабриягинская складчато-надвиговая зона; Л5 - Сабриягинская складчато-надвиговая зона.

Предуральский краевой предгорный прогиб: М2 - Воркутское поперечное поднятие; М} - Горст Чернова;

М} - Хоседаюская антиклинальная зона; М3 - Ярвожский Купол; М4 - Юньягинская антиклинальная зона.

Н - Новоземельская складчатая система

Выкопировка из схемы районирования северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [5]

региональные сейсмические профили

скважины

№ 5 (16) / 2013

Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.

151

• верхнеартинско-кунгурский, верхне-

пермский и триасовый. Представлены терри-генными породами пермского и триасового возраста большой мощности, в том числе угленосными толщами. Нефтегазосодержащими породами могут являться поровые коллекторы в пластах песчаников, покрышками - глинистые и глинисто-алевролитовые пачки.

Согласно официальной оценке 2009 г., начальные потенциальные традиционные ресурсы свободного газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции составляют 3,2 трлн м3 (по данным экспертов ООО «Г азпром ВНИИГАЗ» -2,4^2,5 трлн м3). На район Коротаихинской впадины приходится около 0,8 трлн м3. Здесь до глубин 3800^4000 м предполагается наличие большого числа средних и небольших по запасам газовых и газоконденсатных залежей, ниже, в плотных, низкопроницаемых резервуарах - нетрадиционных ресурсов газа.

Недостаточные объемы сейсморазведочных работ и бурения не позволяют однозначно судить о строении отдельных структурных элементов Коротаихинской впадины и о ней в целом.

Увеличение стратиграфического диапазона перспективных объектов возможно не только за счет регионально нефтегазоносных средне-визейско-нижнепермских отложений, но и за счет малоизученных: верхнепермских и триасовых отложений в центральной части впадины, а также рифосодержащих верхнедевонских и каменноугольных отложений.

Основные перспективы обнаружения залежей углеводородов связываются с карбонатными средневизейско-нижнепермскими образованиями (так как верхневизейско-нижнепермский НГК являлся основным поисковым объектом на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в зонах, доступных для бурения на западном и восточном бортах впадины, а также с терригенными верхнепермскими и триасовыми отложениями в ее центральной части [8]). Перспективными объектами поисков являются также прогнозируемые по данным сейсморазведки рифовые постройки в верхнедевонских и каменноугольных отложениях на юго-западном борту Коротаихинской впадины. На крайнем юге при совместной интерпретации результатов сейсморазведки и данных бурения по скв. 1-Хавдейская (в кровле визейского яруса на глубине 1640 м было отмечено катастрофическое поглощение, связанное с палеокарстом) породы-коллекторы прогнози-

руются и в глубоководных фациях [6, 7].

Установление рифовых фаций в разрезе палеозоя исследуемого региона значительно расширяет стратиграфический диапазон поиска ловушек неструктурного типа. В связи с этим назрела необходимость проведения детальных сейсморазведочных и буровых работ с целью изучения строения рифовых тел.

Нельзя сбрасывать со счетов нефтегазоносность НГК, находящихся ниже кровли карбонатов, косвенным свидетельством газоносности которых являются данные, полученные при опробовании скв. 1-Пурсамыльская. Во вскрытом интервале до 170 м ниже кровли карбонатов притоков получить не удалось. Нижнепермские отложения (мощностью 855 м) представлены низкоомными полимиктовыми песчаниками, алевролитами сильно глинистыми и аргиллитами. По газовому каротажу выделяются аномалии на глубинах 3695^3730 и 3730^3806 м, интерпретируемые как газоконденсатные или нефтегазоконденсатные с оторочками легких нефтей. Возможно, углеводородный газ проник сюда из более глубоких горизонтов. Поднятый керн имел признаки нефтенасыщения [6].

Ревизия и переинтерпретация накопленного геолого-геофизического материала с использованием методики комплексного историкогеологического анализа будет способствовать выяснению закономерностей формирования и размещения месторождений нефти и газа. Исходя из этого очевидно, что необходимы литолого-фациальные и онтогенетические исследования углеводородных систем, разработка моделей седиментации отложений, развития коллекторов и формирования залежей углеводородов. Выявленные закономерности в размещении коллекторских и экранирующих толщ должны быть учтены при планировании геологоразведочных работ, направленных на выявление новых скоплений углеводородов.

При освоении залежей углеводородов, связанных с коллекторами, характеризующимися низкими фильтрационно-емкостными свойствами (как например, в скв. 1-Пурсамыльская, 1-Хавдейская), необходимо совершенствование методов и технологий интенсификации притоков. Однако выполненные работы (интенсивные кислотные обработки коллекторов методом переменных давлений и нефтекислотных эмульсий) в терригенных пермских коллекторах в скв. 1-Пурсамыльская не дали ожидаемого результата [6].

№ 5 (16) / 2013

152

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы

1. Мартынов А. В. Стратиграфический, тектонический и лито-фациальный анализ осадочного чехла с целью обоснования критериев, позволяющих осуществить переоценку ресурсов УВ Тимано-Печорской провинции / А.В. Мартынов. - Ухта: Севернипигаз, 2004.

2. Мартынов А. В. Отчет о результатах поисков технологических углей в центральной части Коротаихинской мегасинклинали /

А.В. Мартынов, В.Ф. Морозов, Л. Л. Хайцер. -Воркута, 1974.

3. Тарбаев Б.И. Изучение геологических условий Тимано-Печорской провинции в целях выдачи рекомендаций под поисковое бурение на газ / Б.И. Тарбаев, Е. Л. Теплов, Ю. А. Ткачев и др. -Ухта, 1988.

4. Прищепа О. М. Коротаихинская впадина -перспективное направление геологоразведочных работ на нефть и газ в Тимано-Печорской провинции / О. М. Прищепа,

Л.А. Орлова, О.В. Чумакова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 12. - С. 9-19.

5. Прищепа О.М. Новые представления

о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / О.М. Прищепа, В.И. Богацкий, В.Н. Макаревич и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2011. - Т. 6. - № 4.

6. Груздев А.М. Анализ геолого-геофизических материалов по площадям ПГО «УХТАНЕФТЕГАЗГЕОЛОГИЯ», выведенным из поискового бурения с отрицательными результатами / А.М. Груздев. - Ухта, 1991.

7. Колесник Е.С. Отчет о работах Восточно-Тамяхинской сейсморазведочной партии № 20890 / Е.С. Колесник. - Воркута, 1990.

8. Белонин М.Д. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д. Белонин,

О.М. Прищепа, Е.Л. Теплов и др. - СПб.: Недра, 2004. - 396 с.

№ 5 (16) / 2013