Перспективы нефтегазоносности и главные направления поиска газовых и нефтяных месторождений

Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности осадочных комплексов палеозоя Косью-Роговской впадины позволяет провести дифференциацию территории по степени перспективности. Выделяются высокоперспективные, перспективные и малоперспективные районы для поисков газа, газоконденсата и нефти (рис. 78). Наибольшие объемы свободного газа – около 478 млн. т у. т, в основном бессероводородного, и примерно 450 млн. т у. т (в т.ч. содержащего сероводород) приходится соответственно на внутренний (Интино-Лемвинский НГР) и внешний (Кочмесский НГР) борт КРВ. Величина НПР газа на Воркутской ступени составляет 180 млн. т у. т. Максимальная плотность ресурсов газа отмечается в пределах внутреннего борта и Прилемвинского платформенного автохтона: для ордовикско-нижнедевонского комплекса – 32 тыс. у. т/км2 и среднефранско-турнейского – 20 тыс. у. т/км2. В Кочмесском НГР эти показатели соответственно составляют 18 тыс. у. т/км2 и около 12 тыс. у. т/км2, в Воркутском – 15 и 6 тыс. у. т/км2. Плотность ресурсов нефти существенно меньше и изменяется для тех же комплексов от 5,5 до 4 тыс. у. т/км2 в Интино-Лемвинском, около 3,0 тыс. у. т/км2 – в Кочмесском и от 2,7 до 1,5 тыс. т/км2 – в Воркутском НГР.

Генеральная схема размещения геологоразведочных работ на нефть и газ в Косью-Роговской впадине

Условные обозначения: 1 – границы перспективных зон; 2 – предполагаемая площадь отсутствия сульфатных пород в осадочном разрезе (<1%) и распространения залежей бессероводородного углеводородного газа; 3 – планируемые глубокие скважины; 4-Л (4-Лемвинская), 1-3П (1-Западно-Пальникшорская), 1-ВК (1-Восточно-Кожимская), 1-СА (1-Северо-Амшорская) и первоочередные поисковые первой очереди: 1-В (1-Воравожская), 1-ЛГ (1-Левогрубеюская), 1-ЗП (1-Западно-Интинская); 4 – планируемые региональные сейсмические профили и их номера; 5 – первоочередные площади проведения поисковых и детальных сейсмических работ со сгущенной плотностью профилей; 6 – то же, но по разреженной сети профилей. Остальные условные обозначения см. на рис. 93, 94. Районирование по перспективным газонефтеносности: ВПг – территория, высокоперспективная для поисков газовых и газоконденсатных месторождений со средней плотностью начальных ресурсов (НПР) газа более 50 тыс. у. т/км2; МПг – территория, малоперспективная для поисков газовых и газоконденсатных месторождений со средней плотностью НПР газа от 10 до 30 тыс. у. т/км2; Пн-г, Пг-н, Пг – перспективные площади и доминирующий тип УВ флюида (н-нефть, г-газ). В числителе – средняя плотность НПР (в тыс. у. т/км2), в знаменателе – то же, но для глубокопогруженных зон (нефтегазоносных комплексов, древнее визейского)

Распределение плотностей начальных потенциальных ресурсов газа и нефти в глубокопогруженных зонах КРВ

Плотность НПР газа и нефти в глубокопогруженных зонах КосьюРоговской впадины (для комплексов, древнее визейского) составляет соответственно 34 тыс. у. т/км2 и 6,5 тыс. т/км2. Распределение НПР газа и нефти в КРВ по глубинам приведено в табл. 22. Наибольшая величина НПР газа во всех НГР приходится на глубины от 3 до 5 и от 5 до 7 км, а нефти – от 1 до 5 км. Породы, залегающие на глубинах более 7 км, обладают лишь газовым потенциалом. Плотности НПР нефти и газа по различным НГР приведены в табл. 21. Зоны и нефтегазоносные комплексы, характеризующиеся максимальными значениями газового потенциала и плотностью ресурсов, суммарно превышающей 50 тыс. т у. т/км2, рассматриваются в качестве главных направлений поиска газовых месторождений.

Исходя из плотности ресурсов и значений бессероводородного газового потенциала с учетом технических возможностей высокоэффективного освоения, основными направлениями геологоразведочных, нефтепоисковых работ являются в порядке убывающей практической значимости следующие:

  1. Поиски и разведка газовых, газоконденсатных и газонефтяных преимущественно бессероводородных залежей в структурных (дизпликатных), тектонически-экранированных и рифогенных ловушках верхнедевонско-турнейского комплекса Интино-Лемвинской зоны внутреннего борта впадины, включая Прилемвинский платформенный автохтон. Суммарная плотность ресурсов газа здесь превышает 60 тыс. у. т/км2, в т.ч. в глубокопогруженных зонах более 50 тыс. у. т/км2.
  2. Поиски и разведка преимущественно бессероводородных газовых залежей в структурных и рифогенных тектонически-экранированных ловушках ордовикско-нижнедевонского комплекса восточной части Интино-Лемвинской и Воркутской зон. Плотность ресурсов газа достигает здесь 40 тыс. у. т/км2.
  3. Поиски и разведка газовых и газонефтяных преимущественно бессероводородных залежей в структурных, тектонически-экранированных, дизпликатных и рифогенных ловушках верхневизейско-нижнепермского карбонатного комплекса Интино-Лемвинской, включая Восточно-Лемвинскую, и Воркутской зон. Плотность ресурсов газа на этих землях превышает 25 тыс. у. т/км2.
  4. Поиски и разведка преимущественно газовых локально бессероводородных залежей в структурных, тектонически-экранированных, в т.ч. дизпликатных, и структурно-литологических ловушках, сложенных терригенными породами среднедевонско-нижнефранского, нижне-средневизейского и верхнеартинско-верхнепермского комплексов. Предполагаемая плотность НПР УВ составляет здесь 15-20 тыс. у. т/км2. Это направление, не являясь основным, позволяет осуществить дополнительный прирост перспективных ресурсов и разведанных запасов в КРВ.

Практическая реализация указанных направлений в КРВ должна учитывать и дополнять принятую ранее стратегию поиска газовых и газоконденсатных месторождений в Тимано-Печорской провинции, основанную на комплексном освоении ресурсов бессероводородного газа на первоочередных объектах в пределах других важнейших газопоисковых направлений в провинции Верхнепечорской и Денисовской впадин. Одновременно с запланированным комплексом региональных и поисковых работ в Косью-Роговской впадине должна решаться проблема эффективного освоения ресурсов газа в глубокопогруженных зонах с отсутствием сероводородного заражения с целью своевременной подготовки здесь в дальнейшем высокоперспективных объектов.

Важнейшим условием проведения исследований при этом должно являться своевременное выполнение проектируемых видов, объемов и рациональной очередности геофизических и буровых работ.