Строение и перспективы нефтегазоносности турнейских карбонатных клиноформных комплексов Коротаихинской впадины

УДК 553.98

СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТУРНЕЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ КЛИНОФОРМНЫХ КОМПЛЕКСОВ КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ

А.И.Варламов, Н.К.Фортунатова, И.А.Мушин, А.Г.Швец-Тэнэта-Гурий, Р.К.Гумаров, А.В.Баранова

Авторы статьи на основе изучения верхнепалеозойских отложений Восточно-Европейской платформы и связанных с ними отложений установили закономерности строения и перспективы турнейских клиноформ. Сделан вывод, что эти отложения имеют хорошие фильтрационно-емкостные свойства, благоприятные условия экранирования. Парагенез отложений подводных конусов выноса с карбонатно-глинистыми нефтематеринскими породами, обогащенными ОВ, снижает потери при миграции и формировании скоплений УВ.

Ключевые слова: верхнепалеозойские отложения; породы-коллекторы; экранирование.

Принципиально новым направлением поиска месторождений нефти и газа в пределах прибортовых зон позднепалеозойских прогибов и впадин Восточно-Европейской платформы является поиск литоло-гических, структурно-литологиче-ских и структурных ловушек в отложениях подводных конусов выноса обломочного карбонатного материала, поступавшего из мелководных зон палеошельфов на склоны палео-прогибов. В сейсмической записи эти тела отражаются в виде клиноформ. В отличие от широкоизвестных клиноформных комплексов Западной Сибири, карбонатные и кар-бонатно-глинистые клиноформы целенаправленно не изучались, а в ряде случаев принимались за рифовые объекты. Опоискование и разведка залежей УВ в карбонатных клиноформах проводились по традиционным методикам, не учитывая специфику строения отложений. Сложность выделения карбонатных клиноформных комплексов на сейсмических профилях обусловлена отсутствием отчетливой сейсмической записи, типичной для терри-генных клиноформ, что связано со слабой скоростной дифференциа-

цией разреза, сложенного карбонатными и карбонатно-глинистыми породами, сравнительно небольшими значениями мощности отдельных клиноформ, а также случайной ориентировкой сейсмических профилей относительно простирания осадочных тел, искажающих представление об их форме.

В верхнепалеозойских отложениях на территории Восточно-Европейской платформы карбонатные и карбонатно-глинистые клиноформ-ные комплексы установлены в фа-менском, турнейском, визейском, серпуховском и башкирском ярусах, а также в отложениях верхнего карбона и нижней перми. Образование проградирующих клиноформных комплексов обломочных карбонатных пород, представленных конгломератобрекчиями, обломочными массивными и градационно-слоистыми известняками и доломитами, соответствовало регрессивным стадиям развития палеобас-сейнов, когда в мелководных зонах палеошельфов происходила прерывистая седиментация карбонатов. Моментам приостановок карбонатной седиментации соответствовало формирование конусов выноса гли-

нистого, песчаного и алевритового материала.

Наиболее изучены бурением и сейсморазведкой карбонатные кли-ноформы в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где они приурочены к склонам палеосводов и бортам Камско-Кинельской системы прогибов [4, 8, 10].

Изучение авторами статьи этих отложений и связанных с ними месторождений позволило установить закономерности строения и перспективы турнейских клиноформ, обладающих хорошими фильтраци-онно-емкостными параметрами пород-коллекторов, благоприятными условиями экранирования линз обломочных карбонатов и парагене-зом отложений подводных конусов выноса с карбонатно-глинистыми нефтематеринскими породами, обогащенными ОВ, что снижает потери при миграции и формировании скоплений УВ.

В Тимано-Печорской провинции область развития верхнепалеозойских клиноформных комплексов занимает северную, юго-восточную и восточную части провинции. Западным ограничением для них служат бортовые уступы соот-

ветствующего возраста, окаймленные барьерными рифовыми системами. Степень изученности клино-формных комплексов Тимано-Пе-чорской провинции очень неравномерна. Области распространения каменноугольно-нижнепермских кли-ноформ расположены на востоке и северо-востоке провинции, в пределах территорий, характеризующихся низкой плотностью сейсморазведки и бурения.

Коротаихинская впадина находится на территории двух субъектов РФ, большая северная и центральная части на территории Ненецкого автономного округа и южная часть на территории Республики Коми. Средняя плотность сейсмических наблюдений в пределах Ко-ротаихинской впадины составляет 0,761 км/км2, в бортовых частях она выше, на склонах и в погруженной части — ниже. Строение палеозойского разреза охарактеризовано 8 глубокими скважинами, пробуренными во впадине, а также данными бурения в пределах Варан-дей-Адзьвинской зоны поднятий и результатами изучения естественных обнажений хребта Пай-Хой. Изученность впадины бурением крайне низкая: из 8 глубоких скважин только 2 вскрыли отложения девона. Плотность бурения составляет 0,4 м/тыс. км2.

По результатам проведенных ПГО "Печорагеофизика" и ОАО "Нарьян-Марсейсморазведка" региональных сейсморазведочных работ изучен разрез осадочного чехла, проведена стратиграфическая привязка 8 отражающих горизонтов к разрезам 5 скважин (Хавдей-ская-1, Степковожская-1, Пурсамы-льская-1, Коротаихинская-1, Юнья-гинская-1). Определена скоростная характеристика разрезов, рассчитаны глубинно-скоростные модели вдоль линий региональных профилей, проведена трансформация временных сейсмических разрезов в глубинную область. Изучена При-пайхойская зона дислокаций, а также сложнопостроенная зона сочле-

нения Коротаихинской впадины с Воркутским поперечным поднятием по горсту Чернова. В сейсмическом поле выявлены многочисленные антиклинальные перегибы, отвечающие положительным структурам, а также сейсмические аномалии, которые предварительно были интерпретированы как франско-фамен-ские рифовые образования. В результате работ коллектива исследователей ФГУП "ВНИГРИ" были оценены перспективы нефтегазоносно-сти палеозойских отложений Коротаихинской впадины,намечена программа дальнейших региональных работ, выделен первоочередной объект для постановки параметрического бурения на Янгарейской площади в пределах восточного (внешнего) борта впадины [9].

Тем не менее слабая степень изученности и сложность геологического строения явились причиной того, что промышленная нефтеносность в Коротаихинской впадине не установлена, несмотря на то, что предпосылки выявления залежей имеются. К наиболее значимым результатам работ на территории Ко-ротаихинской впадины относятся получение небольших непромышленных притоков нефти из отложений верхневизей-нижнепермского нефтегазоносного комплекса в южной части района, а также установление высокоемких коллекторов в отложениях семилукско-турнейско-го комплекса на западном борту впадины.

Кроме того, в скв. Рифовая-1, пробуренной в северо-западной части впадины, в интервале развития среднекаменноугольных отложений (1851-1876 м) в керне отмечено поровое нефтенасыщение. По данным ГИС выделяются породы-коллекторы. В скв. Рифовая-2 установлено поглощение глинистого раствора в каменноугольных отложениях. При опробовании в процессе бурения получен мощный приток минеральной воды дебитом 850 м3/сут. В скв. Западно-Коротаихинская-2 в

отложениях среднего карбона выявлены высокоемкие пласты-коллекторы. Таким образом, в верхнедевонских, каменноугольных и нижнепермских отложениях отмечаются нефтенасыщение и наличие хороших коллекторов.

Перспективы нефтеносности верхнепалеозойских отложений западного борта Коротаихинской впадины могут быть связаны с литоло-гическими и структурно-литологи-ческими ловушками. Как показал опыт работ в прибортовых частях Камско-Кинельской системы прогибов, данный тип ловушек связан с отложениями подводных конусов выноса обломочного карбонатного материала, образующими характерные клиноформные тела.

Для выделения перспективных объектов на западном борту Коро-таихинской впадины были проведены исследования, включающие фор-мационный и седиментологический анализы верхнепалеозойских отложений, а также применены специальные методики интерпретации сейсмического материала. В основу изучения закономерностей строения Коротаихинской впадины были положены результаты бурения и сейсмических работ, выполненных в пределах данной структуры, а также материалы многолетних се-диментологических исследований верхнепалеозойских отложений Ти-мано-Печорской провинции, проведенных различными учеными, в том числе и авторами данной статьи [1, 2, 7, 10]. На основе формационного и седиментологического анализов, данных бурения и сейсморазведки были разработаны типовые седи-ментологические модели и составлены карты строения верхнефран-ских, фаменских, турнейских и ас-сельско-сакмарских формаций. В соответствии с этими построениями территория Коротаихинской впадины находится в области развития карбонатных и карбонатно-глинис-тых отложений склона бассейна (рис. 1). Этому заключению не про-

Рис. 1. КАРТА РАСПРОСТРАНЕНИЯ РИФОВЫХ И КЛИНОФОРМНЫХ КОМПЛЕКСОВ В ВЕРХНЕДЕВОН-ТУРНЕЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СЕВЕРО-ВОСТОКА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

Зоны развития: отложений: 1 - закрытого шельфа, 2 - рифовых, клиноформных комплексов: 3 - пластов Ф0-Ф4 в фаменском ярусе, 4 - пластов Ф5-Ф6 в фамен-ском ярусе, 5 - в турнейском ярусе, 6 - в карбонатно-глинистых отложениях; 7 -карбонатно-кремнисто-глинистых формаций; 8 - область отсутствия отложений

тиворечат данные описания сотрудниками ФГУП "ВНИГРИ" естественных обнажений на территории Центрального Пай-Хоя, где девон-каменноугольные отложения представлены силицитами и глубоководными турбидитами карбонатного и песчано-глинистого состава [3, 5, 6].

На западном борту впадины на региональных сейсмических профилях 04, 15, 46, 48 выделены карбонатные клиноформы в фа-менском, турнейском, верхневи-зей-башкирском и каширско-сак-марском комплексах и песчано-гли-нистые клиноформы в нижневизей-ском и верейском комплексах. Стратификация комплексов проводилась на основании общей этапно-сти осадконакопления, характерной для востока Восточно-Европей-

ской платформы и Печорской плиты. Сложность выделения таких объектов по сейсмическим материалам заключалась в том, что они находятся на крутом склоне впадины (рис. 2) и бурением практически не изучены. Поэтому в основу интерпретации сейсмических материалов были положены типовые седи-ментологические модели этих комплексов по различным структурным зонам Тимано-Печорской провинции и севера Предуральского краевого прогиба. Привлечение результатов исследований разновозрастных комплексов по столь обширной территории обусловлено, во-первых, их смещением в плане и пространственной разобщенностью и, во-вторых, весьма ограниченным числом объектов, охарактеризован-

ных представительными материалами бурения.

Верхнедевонский комплекс отложений охарактеризован бурением в Варандей-Адзьвинской зоне дислокаций, непосредственно примыкающей с запада к внешнему борту Коротаихинской впадины (рис. 3). Здесь вскрыты разрезы с различными типами строения фран-ско-фаменского карбонатного комплекса в области перехода мелководных шельфовых в склоновые депрессионные отложения. Выделены четыре седиментационные зоны: Седьягинская, Западно-Леккея-гинская, включающая северную (скв. 63-68) и южную (скв. 42-63) подзоны, Северо-Сарембойская и Сарембойская (см. рис. 3).

Седьягинская зона характеризуется развитием франских рифовых построек и перекрывающих их фаменских мелководных шельфовых отложений, содержащих пласты переотложенных обломочных карбонатов и реликтовые, сохранившиеся от размыва, биогермные известняки. Уровням перерывов соответствуют пласты глинистых известняков. В пределах Западно-Лек-кеягинской зоны развита мощная (431-521 м) нижнефаменская карбонатная клиноформа, соответствующая верхней части елецкого горизонта. Осадочное тело сложено преимущественно доломит-известняковыми конгломератобрекчиями с глинистым и карбонатным заполнителем. Породы пестрые, пятнистой текстуры, кавернозные и сильнотрещиноватые. Обломки представлены различными органогенными (в том числе биогермными), а также оолитовыми и микрокристаллическими известняками и реликтово-органогенными доломитами. Брекчии слагают линзовидные тела мощностью до 200 м среди обломочных, микроградационно-слоистых и пелитоморфных карбонатов. В южной подзоне линзы конг-ломератобрекчий становятся маломощными и замещаются мелкооб-

ломочными градационно-слоистыми, шламовыми, пелитоморфными и глинистыми известняками и известковыми аргиллитами.

В интервале разреза, соответствующего среднему фамену, развиты отложения пологого склона бассейна, представленные шламовыми и пелитоморфными известняками, содержащими маломощные пласты обломочных и глинистых карбонатных пород. Только в верхней части разреза появляются небольшие уплощенные тела конгло-мератобрекчий и обломочных известняков мощностью 13-40 м.

Северо-Сарембойская зона характеризуется появлением в нижней части среднего фамена мощной (до 417 м) глинистой толщи с редкими пластами карбонатов толщиной до 10 м. В верхней части комплекса развита средне-верхнефа-менская карбонатная клиноформа, сложенная мощными (до 94 м) линзами конгломератобрекчий. Порис-

тые мелкообломочные известняки и доломиты образуют протяженные пласты, реже — линзы мощностью до 75 м.

В разрезе скв. Сарембойская-1 преобладают глинистые толщи, соответствующие стратиграфическому интервалу от верхнеелецкого горизонта нижнего фамена до нижней части верхнего фамена. Глинистые отложения содержат пласты карбонатных пород мощностью до 15 м, представляющие собой диста-льные части карбонатных клино-форм. Обломочные известняки и конгломератобрекчии развиты только в верхней части — верхнефа-менском интервале разреза.

Турнейский ярус, перекрывающий фаменский клиноформный комплекс в Варандей-Адзьвинской зоне, имеет небольшую мощность (90-100 м) и представлен отложениями относительно глубоководного шельфа. Согласно сейсмическим данным и формационным моделям

верхнедевон-турнейских отложений [1, 11], к центральным частям палеовпадины мощность турней-ского интервала разреза резко увеличивается и он сложен породами, по генезису и составу аналогичными фаменским. Однако бурением он не охарактеризован. Его строение показано на примере верхнеде-вон-турнейского комплекса Верхнепечорской впадины, где бурением установлены конусы выноса карбонатного обломочного и глинистого материала, источником для которых послужили периодически размывающиеся карбонаты, перекрывающие франскую рифовую систему (см. рис. 3), и глинистый материал, накопление которого соответствовало периодам приостановок кар-бонатонакопления.

В скв. Еловка-1 установлены мощные (до 146 м) глинистые толщи заволжского горизонта и турне (179 м), нижне-среднефаменские отложения имеют небольшую мощ-

Рис. 2. ВРЕМЕННЫЙ РАЗРЕЗ ПО РЕГИОНАЛЬНОМУ ПРОФИЛЮ 20492_04РС2Р

Рис. 3. ТИПОВАЯ МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ ВЕРХНЕДЕВОНСКОГО-КАРБОНАТНОГО КЛИНОФОРМНОГО КОМПЛЕКСА ВАРАНДЕИ-АДЗЬВИНСКОИ ЗОНЫ

и

О

>

о

I т в н

>

и >

1 - рифовые отложения; 2 - пласты-коллекторы горизонтов переотложения в зоне рифов; 3 - горизонты перемыва с реликтами рифовых отложений; 4 - отложения закрытого шельфа малоподвижных придонных вод; 5 - отложения приливно-отливных равнин; 6 - обмолочные карбонатные породы рифовых шлейфов, горизонтов переотложения и подводных конусов выноса (поровый и порово-трешинный типы коллекторов); 7 - плотные известняки и доломиты склона бассейна и реликтовых формаций; 8 - конгломератобрекчии с кальцитовым заполнителем и без заполнителя (каверново-трешинный тип коллектора); 9 - конгломератобрекчии с глинистым заполнителем (трещинный и каверно-во-трещинный тип коллекторов); 10 - глинистые отложения; 11 - глинисто-карбонатные доманикоидные отложения

=3 п

п *

н

5

00 -

а

гп

е

>

и §

о £

о

5 5

О

СП

О п а

0

оз >

1

5 И

>

00 >

Я< -1

9

ность (50 м). В скв. Патраковка-3 развит мощный (435 м) конус выноса верхнего фамена, мощность тур-нейского яруса составляет 98 м, мощность нижне-среднефаменских и средне-верхнефранских отложений не превышает 50 м [1].

В скв. Гадья-156 выделена толща мощностью более 300 м глинисто-карбонатных отложений тур-нейского яруса [1]. В зоне развития фамен-турнейских клиноформных комплексов выделяется несколько уровней развития массивных конг-ломератобрекчий с порово-трещин-ным типом коллектора: нижне-среднефаменский, верхнефамен-ский и турнейский. Наибольшие значения суммарной мощности пород-коллекторов наблюдаются в нижнем фамене. В верхнем фамене и турнейском ярусе мощность линз брекчий уменьшается, каждая из них перекрывается глинистыми породами. Максимальные значения содержаний глинистых пород в разрезе отмечаются в скв. Гадья-156.

Перспективы турнейских отложений в пределах Коротаихинской впадины авторами статьи оцениваются выше фаменских, так как по данным интерпретации сейсмических материалов в западном направлении по восстанию пластов наблюдается замещение обломочных карбонатных пород глинами и глинистыми известняками, что должно обеспечить латеральное экранирование предполагаемых залежей. По результатам изучения турней-ских карбонатных клиноформ Вол-го-Уральской нефтегазоносной провинции наличие внутрирезервуар-ных глинистых экранов и латеральное экранирование также являются благоприятными факторами их продуктивности.

Строение среднекаменноуголь-но-нижнепермских клиноформных комплексов подробно изучено авторами статьи на Усинском месторождении. Широко развитые здесь обломочные карбонатные породы формируют тела линзовидной фор-

мы, последовательно надстраивающие друг друга на западном склоне структуры. Они представлены раз-нозернистыми органогенно-обло-мочными, градационно-слоистыми, глинистыми известняками, карбонатными гравелитами, конгломера-тобрекчиями и брекчиями. Наиболее широко распространены орга-ногенно-обломочные известняки и брекчии с обломочным заполнителем, формирующие коллектор тре-щинно-порового и трещинно-кавер-ново-порового типов. Мощность линзовидных тел обломочных карбонатов изменяется от 15 до 45 м, они слагают русловые части конусов выноса и прирусловые валы, глинистые и пелитоморфные известняки характерны для периферических частей конуса и межрусловых участков.

Наиболее важным вопросом, определяющим перспективность турнейских карбонатных клино-форм как объектов поиска залежей УВ-сырья на борту прогибов, является вопрос латерального экранирования.

Все это потребовало применения специальных процедур при геологической интерпретации сейсмического материала:

построение палеоразрезов по горизонту, подстилающему целевой карбонатный комплекс отложений;

применение специальных процедур для повышения интенсивности отображения внутренней структуры карбонатных комплексов;

построение сиквенс-стратигра-фических разрезов, позволяющих выявить тракты низкого стояния па-леоморя проградационной структуры и др.

Проведение палеореконструк-ций временных разрезов по отражающему горизонту 03^ позволяет выявить клиноформные комплексы в девонских, каменноугольных и нижнепермских отложениях.

Палеореконструкция разреза по профилю 20492_04РС2Р выполнена по горизонту (рис. 4). Гра-

ницы седиментационных комплексов выделяются и трассируются достаточно уверенно. Внутренняя же их структура динамически слабо выражена.

Для выявления трактов осадочных систем построен сиквенс-стра-тиграфический разрез с вынесением на него СВАН-колонок, определяющих типы трактов в различных зонах турнейского сиквенса (рис. 5). В центральной части разреза (трассы 2000-2200), в турнейской толще, выделяется серия рециклитов — проградационных трактов низкого стояния моря. На западном окончании профиля, в турнейском интервале, заметно уменьшенной толщины выделяется тракт высокого стояния, характеризующийся увеличением глинистости и покровным залеганием.

Одной из наиболее эффективных процедур для выявления внешней и внутренней структуры в системе БРР является СВАН-разрез LSVAN (рис. 6). В результате применения LSVAN в турнейском комплексе более отчетливо видна внутренняя структура. Достаточно отчетливо могут быть выделены аккумулятивные части турнейских кли-ноформ. На профиле выделены аккумулятивные части трех наиболее выраженных клиноформ обломочных карбонатных пород.

Кривая "глинистости" (тонко-слоистости разреза) построена на основании сиквенс-стратиграфиче-ского разреза (см. рис. 5, 6). Глинистость разреза максимально уменьшается в зоне развития наиболее мощной турнейской клиноформы (трассы 1700-1900). К западу глинистость существенно нарастает, достигая максимума в районе трасс 900-1000.

По композитным профилям 20892_04РС1Р и 20892_04РС2Р выполнено прогнозирование типов геологического разреза и фильтра-ционно-емкостных свойств коллекторов турнейских карбонатных отложений с использованием иннова-

Рис. 4. ПАЛЕОРЕКОНСГРУКЦИЯ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ 20492_04РС2Р ВЫПОЛНЕННАЯ

ПО ОТРАЖАЮЩЕМУ ГОРИЗОНТУ Эз^

ционной технологии комплексного спектрально-скоростного прогнозирования (КССП) (ФГУП "ВНИГНИ").

В качестве обучающей выборки определено 9 типов геологического разреза: 1-3 — по скв. Леккеягинская-42,

Рифовая-1 и Коротаихинская-2; 4-9 — по типовой модели с прогнозными значениями фильтрационно-емкост-

Рис. 5. РАЗРЕЗ ТРАКТОВ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И СВАН-КОЛОНКИ С ВЫДЕЛЕНИЕМ СЕЙСМОЦИКЛИТОВ ПО ПАЛЕОРЕКОНСТРУКЦИИ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА ПО ПРОФИЛЮ 20492_04РС2Р

I, МС

Рис. 6. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТУРНЕЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

ПО ПРОФИЛЮ 20492 04РС2Р

ных свойств. Каждый из типов охарактеризован значениями эффективной толщины, коэффициентов пористости и проницаемости и расчетными параметрами — удельной емкостью д = КпНЭф и гидропровод-ностью Т = КпрНЭф (рис. 7).

По профилю произведена сертификация спектрально-временных атрибутов (СВА) по принятым 9 типам. Определение СВА выполнялось по единичным трассам в точках локализации выбранных типов путем преребора параметров расчета — ширины фильтра и уровня отсечки низких частот сигнала с последующей их корреляцией с филь-трационно-емкостными свойствами заданной выборки. В результате выбрана линейная регрессионная зависимость СВА4 с параметрами расчета 60-04 — ширина фильтра 60 и уровень отсечки 0,4 — от удельной емкости д с коэффициентом взаимной корреляции КВК = 0,82. Такой КВК свидетельствует, что выбранный спектрально-временной атрибут может быть использован для

прогноза распределения удельной емкости по профилю.

На следующем этапе рассчитан профиль СВА4 (60-04), по которому в интервале турнейских карбонатов определено изменение средних значений СВА4 вдоль профиля. Контроль зависимости СВА4 и удельной емкости осуществлялся в точках заданных эталонных типов. Установлено, что регрессионная зависимость сохранилась с незначительными изменениями коэффициентов, при этом значение КВК выросло до 0,98. Его увеличение произошло вследствие того, что при сертификации СВА рассчитывается по единичной трассе, а по профилю — на некоторой базе трасс со сглаживанием.

По выявленной зависимости был сделан прогноз распределения удельной емкости турнейских карбонатов по профилю (см. рис. 7). Удельная емкость достигает максимума в районе типов 3 и 4. Далее на северо-восток емкость постепенно уменьшается с некоторым вариация-

ми до 0,6 м в точке 7 типа, затем резко падает практически до 0 между 8 и 9 типами. На юго-запад от точки типа 3 емкость сначала незначительно, а затем к точке локализации типа 2 резко уменьшается до низких значений и далее к типу 1 падает также почти до 0. Наилучшие коллекторские свойства отмечаются в интервале трасс 1270-2170 композита и, как отмечалось, соответствуют типам 3 и 4. Этот результат практически совпадает с прогнозом "глинистости" (тонкослоис-тости разреза), построенным на основании сиквенс-стратиграфическо-го разреза (см. рис. 5, 6).

Тот факт, что значения удельной емкости, рассчитанные по профилю, хорошо коррелируются с ее значениями в точках типов обучающей выборки, свидетельствует о высокой доверительной вероятности (> 0,95) и надежности сделанного прогноза.

Проведенные специальные приемы интерпретации позволили выявить основные закономерности

Рис. 8. СХЕМА СЕДИМЕНТАЦИОННЫХ ЗОН ТУРНЕЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ КОРОТАИХИНСКОЙ ВПАДИНЫ

Зоны развития: 1 - глинисто-карбонатных склоновых отложений, 2 - линз обломочных карбонатных отложений конусов выноса (клиноформ), 3 - карбонатно-глинистых депрессионных отложений; 4 - предполагаемые конуса выноса

строения и область распространения турнейских карбонатных клиноформ.

Зона развития турнейских кли-ноформ расположена на западном и юго-западном бортах Коротаи-хинской впадины (рис. 8). Картирование этой зоны было осуществлено по сети региональных профилей (04, 15, 46, 48). Тыловая граница клиноформного комплекса проведена по уменьшению его толщины над наиболее мощной передовой частью фаменской клиноформы на западе и юго-западе территории (профили 04, 15, 46, 48). Передовая граница клиноформного комплекса

проведена по резкому сокращению его толщины, хорошо видному на сейсмопрофилях (см. рис. 6), в направлении на восток, северо-восток в сторону депрессионной зоны, приуроченной к наиболее прогнутой части Коротаихинской впадины. В депрессионной зоне развиты маломощные толщи, сложенные кар-бонатно-глинистыми породами, радиоляритами и спонголитами.

Как показали исследования, проведенные на территории Волго-Уральской НГП и Тимано-Печор-ской НГП (Верхнепечорская впадина) [11], размеры тел конусов выноса в турнейских клиноформах Вос-

точно-Европейской платформы в общем случае составляют 20-25 км в продольном сечении (вниз по склону впадины) и 10-15 км в поперечном сечении. Профиль 04 проходит близко к продольному сечению серии аналогичных тел. Исходя из положения и их размеров по линии профиля и установленного соотношения продольного и поперечного сечений, на карте даны предположительные контуры аккумулятивных тел конусов выноса (см. рис. 8).

В результате проведения се-диментологического анализа и интерпретации сети региональных

STRUCTURE AND OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS OF TOURNAISIAN CLINO-FORM COMPLEXES OF KOROTAIKH DEPRESSION

Varlamov AI., Fortunatova NK, Mushin I.A., Shvets-Teneta-Guryi A.G., Gumarov R.K., Bara-nova A.V.

The authors on the basis of study of Upper Paleozoic deposits of East European platform and associated deposits established regularity of structure and prospects of Tournaisian clinoforms. It was concluded that these deposits possess good permeability storage capacity, favorable screening conditions. Paragenesis of underwater alluvial fan deposits with carbonate-argillaceous oil source rocks enriched by OM decreases losses in migration and formation of HC accumulations.

Key words: Upper Paleozoic deposits; reservoir rocks; screening.

сейсмических профилей в пределах западного борта Коротаихин-ской впадины выделена зона развития турнейских карбонатных клиноформ. Реализация специальных приемов интерпретации сейсмического материала позволила выделить седиментационные тела, сформированные обломочными карбонатными породами, а также зоны развития преимущественно глинистых карбонатов, являющиеся потенциальными флюи-доупорами.

Для локализации перспективных на нефть и газ объектов в пределах выделенной зоны потребуется провести площадные сейсмораз-ведочные работы, которые обеспечат плотность сети интерпретируемых профилей не менее 1 км/ км2. Интерпретацию сейсмических данных рекомендуется проводить с применением разработанного комплекса приемов.

Таким образом, на примере изучения девон-каменноугольных отложений западного борта Коро-таихинской впадины отработан комплекс седиментологической и геофизической интерпретации данных бурения и сейсморазведки, позволяющий выделять и картировать литологические ловушки в карбонатных клиноформах на бортах па-леопрогибов.

Как показали исследования в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, перспективность турней-ских клиноформ определяется наличием порово-каверновых и тре-

щино-каверновых карбонатных пород-коллекторов, наличием вертикального и латерального (вверх по восстанию пластов) экранирования глинистыми и карбонатно-глинисты-ми флюидоупорами, совместным нахождением обломочных карбонатов и глинистых карбонатных пород, обогащенных OB, способным генерировать УВ.

Литература

1. Беляева Н.В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы (в связи с формированием рифовых резервуаров) / Н.В.Беляева,

A.Л.Корзун, Л.В.Петрова - СПб.: Наука, 1998.

2. Богацкий В.И. Строение и перспективы нефтегазоносности семилук-ско-турнейского карбонатного комплекса Тимано-Печорской провинции /

B.И.Богацкий, Б.П.Богданов, Л.А.Гоба-нов // Геология и освоение ресурсов нефти в Камско-Кинельской системе прогибов. - М.: Наука, 1991.

3. Еременко Н.М. Разрез верхнего девона - нижнего карбона на р.Та-лота (Тимано-Печорская провинция) -результаты литологических, биостратиграфических и палеомагнитных исследований / Н.М.Еременко, А.В.Журавлев, А.Г.Иосифиди и др. // Нефтяная геология. Теория и практика -2009. - № 4.

4. Ермолова Т.Е. Клиноформное строение радаевско-елоховских отложений Камско-Кинельской системы прогибов и проблема поиска в них ловушек неантиклинального типа // Геология нефти и газа. — 2005. — № 5.

5. Журавлев А.В. Стратиграфическая характеристика верхнедевонских

отложений среднего течения р.Кара (ЮЗ Пай-Хой) // Нефтяная геология. Теория и практика — 2008. — № 4.

6. Журавлев А.В. Новая хэнгур-сейская свита верхнего девона юго-западного склона Центрального Пай-Хоя // Нефтяная геология. Теория и практика. — 2010. — № 2.

7. Меннер В.Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской платформы. — М.: Наука, 1989.

8. Мкртчян О.М. Закономерности размещения структурных форм на востоке Русской плиты. — М.: Наука, 1980.

9. Прищепа О.М. Перспективы нефтегазоносности и программа изучения Коротаихинской впадины / О.М.Прищепа, В.Н.Макаревич, Л.А.Орлова, О.В.Чумакова // Геология нефти и газа. — 2009. — № 2.

10. Седиментологическое моделирование карбонатных осадочных комплексов. — М.: НИА-Природа, 2000.

11. Фортунатова Н.К. Клинофор-мные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов — новый тип поисковых нефтяных объектов в западном Татарстане / Н.К.Фортунатова, А.Г.Швец-Тэнэта-Гу-рий, Р.К.Гумаров и др. // Геология нефти и газа — 2006. — № 1.

© Коллектив авторов, 2012

Алексей Иванович Варламов, генеральный директор, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Наталья Константиновна Фортунатова, заместитель генерального директора, доктор геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Иосиф Аронович Мушин, главный научный сотрудник, доктор технических наук, info@vnigni.ru;

Александр Георгиевич Швец-Тэнэта-Гурий, заведующий отделом, кандидат геолого-минералогических наук, info@vnigni.ru;

Ринат Камильевич Гумаров, заведующий отделом, info@vnigni.ru;

Анна Викторовна Баранова, старший научный сотрудник, info@vnigni.ru.