Научное обоснование перспектив нефтегазоносности

Оценка масштабов генерации и аккумуляции углеводородов

В целях количественной оценки перспектив нефтегазоносности Косью-Роговской впадины использована эволюционно-генетическая модель прогноза масштабов генерации и аккумуляции УВ в процессе катагенетической эволюции осадочных пород, модель апробирована для Верхнепечорской и Денисовской впадин Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна.

Общие масштабы генерации и аккумуляции углеводородов – в осадочных комплексах палеозоя. Наибольшим генерационным и первоначальным аккумуляционным потенциалом обладают ордовикско-нижнедевонский, среднефранско-турнейский и верхневизейско-нижнепермский комплексы. В целом их газовый потенциал в настоящее время выше нефтяного, так как в пермско-триасовое время происходило их перераспределение по осадочному разрезу и площади впадины (таблица 18).

Обоснование коэффициентов рассеяния УВ в процессе формирования залежей и расчет начальных потенциальных ресурсов (НПР) газа и нефти.

Сравнительные данные по различным нефтегазоносным регионам мира показывают величину рассеяния жидких УВ от 50 до 75%, а газообразных – от 40 до 80%. Это позволяет получить исходные данные для определения коэффициентов рассеяния жидких и газообразных углеводородов. Для нефти при наиболее часто используемых значениях коэффициента рассеяния от 50 до 60% для расчета принимаем 45%, а для газа при значениях от 40 до 80% – 55%. Результаты оценок потенциальных геологических ресурсов и их плотности по тектоническим зонам приведены в табл. 20.

Наибольшей величиной начальных потенциальных ресурсов (НПР) и их средних плотностей характеризуются отложения ордовикско-нижнедевонского, среднефранско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов. Наименьшими первичными потенциальными ресурсами обладают породы среднедевонско-нижнефранского и нижне-средневизейского комплексов.

Современное распределение НПР газа, нефти и конденсата в КРВ по глубинам показывает, что максимальные значения (55,7%) для газа свойственны глубинам 1-3 км, для нефти – 1-3 и 3-5 км (51,2%).

Нефтегазогеологическое районирование

В нефтегазогеологическом отношении Косью-Роговская впадина отвечает одноименной тектонической и газонефтеносной области (НГО) Тимано-Печорского осадочного бассейна. Восточная ее часть перекрыта складчато-покровными образованиями со стороны западного склона Урала. Ширина перекрытия, по расчетным гравиметрическим и сейсмическим данным, не превышает 35-40 км. Отдельные исследователи (Л.Н. Беляков, Б.Я. Дембовский, И.В. Запорожцева, В.Н. Пучков, Б.И. Тарбаев) допускают ширину зоны перекрытия до 60 км. В связи с этим существующая оценка НПР (табл. 21, 22), выполненная в соответствии с современными границами впадины, несколько занижена (приблизительно на 30-35%).

В пределах Косью-Роговской НГО выделяются три района с установленной нефтегазоносностью – Интино-Лемвинский, Кочмесский газоносные и Воркутский газонефтеносный, включающие ряд зон нефте- и газонакопления. В Интино-Лемвинском газоносном районе – это Прилемвинская и Интино-Кожимская зоны, в пределах Воркутского района – зона поднятия Чернова и др. Наибольшей величиной начальных потенциальных и прогнозных ресурсов газоконденсата (около 60%) обладает Интино-Лемвинский газоносный район.

Масштабы аккумуляции газа в КРВ оцениваются 2268 млрд. м3, нефти – 452 млн. т. Соотношение аккумулированных газообразных и жидких УВ примерно одинаково в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах – 5:1. В Воркутском НГР оно составляет 4,6:1. Наибольший нефтегазогенерационный потенциал у Интино-Лемвинского района: 478 млрд. м3 газа и 86 млн. т – нефти, далее следуют Кочмесский газоносный район с начальными потенциальными ресурсами газа 450 млрд. м3, нефти – 82 млн. т, Воркутский район соответственно – 180 млрд. м3 и 37 млн. т.

В Интино-Лемвинском газоносном районе плотность ресурсов газа составляет 60 тыс. у. т/км2, нефти – 10,8 тыс. т/км2. Для ордовикско-нижнедевонского НГК, обладающего максимальным потенциалом НПР, их ресурсы и плотности соответственно равны: для газа – 252,9 млрд. м3, 31,97 тыс. у. т/км2, для нефти – 44 млн. т и 5,58 тыс. т/км2.

В Кочмесском газоносном районе те же показатели характеризуются значениями для газа: 247,2 млрд. м3 и 18,14 тыс. у. т/км2; для нефти – 360 млн. т и 2,64 тыс. т/км2. В Воркутском НГР они соответственно составляют 113,1 млрд. м3 и 22,3 тыс. у. т/км2; 20,4 млн. т и 4,33 тыс. т/км2. На основе выполненных расчетов ресурсов УВ и их плотности в пределах НГР выделены зоны газо- и нефтегазонакопления (рис.77).

В пределах внутреннего борта КРВ в Прилемвинском платформенном автохтоне выделяются следующие зоны газо- и нефтегазонакопления:

1. Восточно-Лемвинская прогнозируемая зона газонакопления в предполагаемых зонах развития органогенных карбонаров верхнего ордовика, верхнего девона и верхнего карбона с возможной плотностью НПР более 60 тыс. у. т/км2.
2. Интинская зона нефтегазонакопления, контролируемая границами предполагаемого развития биогермов и рифов в ассельско-caкмарском и, видимо, среднекаменноугольных и верхнедевонских карбонатных отложениях с расчетной плотностью начальных и прогнозных ресурсов УВ около 50 тыс. у. т/км2.Условные обозначения, принятые на рис 77: 1-3 – границы прогнозируемых зон нефтегазонакопления в биогенных ловушках различного возраста: 1 – девонского, 2 – каменноугольного, 3 – раннепермского. 4-5 – границы предполагаемой бессероводородной зоны газонакопления в терригенно-карбонатных, в том числе и биогенных образованиях позднеордовикско-турнейского возраста: 4 – западная, 5 – восточная под покровами складчатых шарьяжей палеозойских образований западного склона Урала. Наименование газонефте- и нефтегазоносных районов: ИЛПГР – Интино-Лемвинский преимущественно газоносный район с преобладанием бессероводородного углеводородного газа (в скобках предполагаемое количество сульфатных пород в разрезе палеозойского осадочного чехла, %); КГНР – Кочмесский газонефтеносный район с локальным распространением сероводородсодержащих углеводородных газов; ВНГР – Воркутский нефтегазоносный район с локальным распространением сероводородсодержащих горючих газов. Плотность начальных потенциальных ресурсов по отдельным районам см. в табл. 21, 22. I-VII – прогнозируемые зоны газо- и газонефтенакопления: I-III – зоны преимущественно газонакопления с локальной сероводородностью в послевизейских нефтегазоносных комплексах (НГК) осадочного чехла при отсутствии довизейских бессульфатных НГК; I – Интинская; II – Восточно-Лемвинская; III – Усть-Лемвинская; IV – Кочмесская зона газонефтенакопления с высокой локальной развитой сероводородностью горючих газов; V – Бергантымылькская зона газонефтенакопления; VI – Нижне-Неченская зона газонефтенакопления; VII – Абезьская зона нефтенакопления в ловушках структурно-рифогенного типа визейскораннепермского возраста.
3. Усть-Лемвинская зона газонакопления, приуроченная к участкам возможного развития верхневизейско-среднекаменноугольных органогенных построек в пределах Прилемвинской складчато-покровной зоны с расчетной плотностью ресурсов УВ до 40 тыс. у. т/км2. В пределах внешнего борта КРВ выделяются зоны газонефтенакопления:4. Кочмесская зона преимущественно газонакопления, контролируемая предполагаемыми границами распространения пород рифогенного типа в разрезах верхнего девона, среднего карбона-нижней перми с суммарной расчетной плотностью начальных ресурсов газа и нефти до 40 тыс. у. т/км2.
4. Бергантымылькская прогнозируемая зона газонефтенакопления, определяемая участками рифообразования позднедевонского (елецко-устьпечорского) возраста, с предполагаемой плотностью начальных ресурсов углеводородов 40-45 тыс. у. т/км2.
5. Нижне-Неченская прогнозируемая зона газонефтенакопления, контролируемая полосой рифообразования турнейского возраста, с предполагаемой суммарной плотностью НПР газа и нефти 30-35 тыс. у. т/км2. В пределах Воркутской ступени сохраняются выделенные ранее зоны нефтегазонакопления – Падимейская зона нефтегазонакопления и Ярвожская зона газонефтенакопления.

Районирование территории по содержанию сероводорода в газах.

Изучение содержания сероводорода в газах по разрезу и площадям КРВ, проведенное по результатам целенаправленных исследований Р.Е. Шевченко и Ю. М. Трифачева (данные за 1992 г.), позволили обосновать вторичный генезис сероводорода в залежах, что обусловлено распространением сульфатных пород в разрезах осадочного чехла и наличием сапропелевого ОВ в карбонатных нефтегазоматеринских породах.

С учетом этого прогнозируется практически полное отсутствие сероводорода в бессульфатном разрезе чехла Интино-Лемвинского газоносного района – в Лемвинско-Кожимском (Прилемвинском) автохтоне и надвиговых пластинах Западно-Уральского аллохтона, сложенных карбонатно-терригенными осадочными формациями со смешанным типом ОВ. С учетом этих данных в КРВ с запада на восток можно выделить четыре субмеридиональные зоны с различным содержанием сероводорода в газах. Две первые из них – Поварницко-Роговская зона углеводородных флюидов, не содержащая сероводорода (Восточно-Адзьвинская, Западно-Роговская, Нижне-Адзьвинская площади), и Кочмесская зона автономно-высоких концентраций сероводорода, расположены в пределах внешнего борта впадины. Две других – Интино-Лемвинская сероводородсодержащая зона в аллохтонной части разреза до глубин 3,5-4,0 км, бессероводородная – ниже в автохтонном разрезе и Прилемвинская с почти полным отсутствием в разрезе сульфатов и сероводорода – тяготеют к внутреннему борту впадины.

Таким образом, восточнее современной границы КРВ прослеживается территория Лемвинско-Кожимского (Прилемвинского) автохтона общей площадью более 14 тыс. км2, перспективная для поисков бессероводородного метанового газа с плотностью потенциальных ресурсов, превышающей 50 тыс. у. т/км2. Средняя плотность размещения крупных (>100 км2) и средних (>50 км2) структурных ловушек в соседнем Интино-Лемвинском газоносном районе составляет около 2,5 на 1000 км2. Плотность же развития таких ловушек в пределах Лемвинско-Кожимского платформенного автохтона оценивается не менее 32 на 1000 км2. Максимальная величина плотности НПР газа может здесь достигать 100 тыс. у. т/км2, что позволяет оценить ресурсы газа не менее 300 тыс. у. т. Это может свидетельствовать о рентабельности проведения в Интино-Лемвинском районе поискового бурения с целью выявления залежей бессероводородного газа на крупных и средних по площади структурах Лемвинско-Кожимского автохтона.

Предложенное нефтегазогеологическое районирование в совокупности с данными о «зараженности» флюидов сероводородом в палеозойских отложениях КРВ и смежных районов может являться основой выбора первоочередных объектов поиска на рассматриваемой территории газовых месторождений, практически не содержащих сероводорода.