Состояние геолого-геофизической изученности

Косью-Роговская впадина (КРВ) Северо-Предуральского краевого прогиба является крупной сложной построенной синклинальной структурой размерами до 350х150 км. С запада и севера впадину ограничивают приразломные поднятия Чернышева и Чернова. В соответствии с принятой нами геологической моделью строения, поднятие Чернышева представляет типичную резонанснотектоническую чешуйчато-надвиговую структуру, сформировавшуюся в позднем триасе-ранней юре (в добатское время) над Адзъвинской системой глубинных разломов земной коры.

Восточная граница КРВ в современном структурном плане проводится по серии нарушений Главного Западноуральского надвига, в зоне которых обнажаются на дневной поверхности допермские карбонатные и сланцевые породы. К востоку от Западноуральского надвига развиты сильно сжатые линейные высокоамплитудные складки и чешуи “уральского простирания”; к западу – складки с меньшей амплитудой и дизпликаты внутренней зоны впадины. Фронтальная часть Лемвинского платформенного преимущественно карбонатного автохтона прослеживается по сейсмическим данным под складчато-надвиговыми структурами западного склона Урала к востоку на расстояние до 50-60 км (Л.Н Беляков, Б.Я. Дембовский, Б.И. Тарбаев, В.В. Юдин).

В пределах КРВ по структурно-морфологической выраженности и характеру складчато-надвигового строения отчетливо выделяются три зоны: западная внешнего борта впадины – Кочмесская; восточная внутреннего борта – Интино-Лемвинская и Северная – Воркутская.

В составе отмеченных зон выявлены структурные элементы второго и третьего порядка: депрессии, валы, выступы, ступени, синклинали, брахиантиклинали, антиклинали. Многие из них осложнены разрывными нарушениями северо-восточных простираний.

К настоящему времени вся территория КРВ покрыта среднемасштабными гравиметрическими и аэродинамическими съемками. Детальными работами (масштаб 1:50000 и крупнее) охвачены лишь отдельные площади. Главная роль в комплексе геофизических работ отводилась сейсморазведочным модификациям. С 1974 г. они стали проводиться только методом общей глубинной точки (МОГТ), высокая разрешающая возможность которого позволила значительно повысить геологическую эффективность изучения недр.

Всего за период с 1958 по 1992 гг. в КРВ было отработано около 276 пог. км сейсмических профилей методом отраженных волн (МОВ), методом общей глубинной точки и корреляционным методом преломленных волн (КМПВ), в том числе около 2000 пог. км (71%) по методике многократных перекрытий. Общая плотность сети профилей (таблица 15) составила 0,81 км/км2 МОГТ. Средние значения плотности сейсмопрофилирования в КРВ возрастают за счет концентрации этих работ в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах.

Результаты и эффективность сейсмических исследований

Региональные сейсмические исследования. В 1988-1989 гг. в КРВ по редкой сети были отработаны первые региональные сейсмопрофили МОГТ (50488, 50489). В результате установлено в верхнем пермско-триасовом структурном этаже на стыке с горно-складчатой областью Урала наличие зон покровно-чешуйчатого строения. В автохтоне здесь было выявлено крупное поднятие, осложненное Грубеюской структурой. На 1991-1995 гг. в КРВ была предусмотрена отработка новых региональных сейсморазведочных профилей (РС). Работы по известным экономическим причинам выполнены не в полном объеме. Всего отработано около 850 пог. км.

В целом, изученность КРВ региональным сейсмоработами все еще остается низкой и в среднем не превышает 0,63 км/м2. При условии реализации намеченных региональных исследований в КРВ степень изученности осадочного чехла может достичь 0,4-0,5 км/м2. Главным условием повышения эффективности региональных исследований является комплексирование параметрического бурения с геофизическими методами.

Площадные сейсмические исследования

Изученность сейсморазведкой различных литолого-стратиграфических комплексов, слагающих КРВ можно видеть в табл. 15. Из табл. 15 видно, что нижние ордовикско-нижнедевонский и среднедевонско-нижнефранский осадочные комплексы в КРВ практически сейсморазведкой не изучены. Они вскрыты 19 поисковыми и параметрическими скважинами в Воркутском и Кочмесском районах.

Следует отметить, что среднедевонские отложения в Косью-Роговской впадине пока не обнаружены. Их возможное распространение предполагается в крайне восточных приуральских районах. Они известны на западном склоне соседнего Приполярного Урала. Степень изученности среднефранско-турнейского и нижне-средневизейского комплексов в среднем несколько выше (0,43 км/км2). Два верхних осадочных комплекса (верхневизейско-нижнеартинский карбонатный и верхнеартинско-триасовый терригенный) имеют повсеместно в КРВ наибольшую степень изученности сейсморазведкой (в среднем 0,54-0,80 км/км2), но резко дифференциированную по площади. Например, в Интино-Лемвинском и Кочмесском районах она достигает 2,5-3,2 км/км2. В целом верхний терригенный (молассовый) верхнеартинско-триасовый комплекс по степени изученности сейсморазведкой несколько уступает нижнему карбонатному из-за отсутствия в нем четко выраженных отражающих сейсмических горизонтов.

Начиная с 1958 г., в КРВ выявлено и подготовлено к бурению 37 структур, из них в Кочмесском нефтегазоносном районе (НГР) – 16, в Интино-Лемвинском – 12 и Воркутском – 9. При этом 4 структуры подготовлены по терригенным отложениям нижней и верхней перми, 12 – по каменноугольно-нижнепермским карбонатным породам (их них 5 – рифогенные) и 9 – по отложениям нижнего карбонатного комплекса ордовика-нижнего девона. Подготовка объектов по ордовикско-нижнедевонским карбонатным образованиям осуществлена в последние годы на крупных структурах (Сывьюской, Сизимшорской, Нядейтинской и др.), где эти отложения доступны для бурения (глубины 2,7-4,8 км).

К настоящему времени из фонда подготовленных структур (37) на четырех открыты месторождения УВ (Падимейское нефтегазовое, Интинское, Кожимское и Романьельское газовые). На двух месторождениях (Интинском, Кожимском) затем были открыты новые залежи. В резервном фонде подготовленных объектов на сегодняшний день числится 10 структур общей площадью около 500 км2, в том числе 3 рифогенные (73 км2). На 7 разбуренных структурах скопления углеводородов не обнаружены.

Из фонда структур исключено 18 объектов, в том числе выведены все структуры, подготовленные МОВ (11), из них 3 – с выявленными залежами. Из 7 исключенных из фонда структур, по данным сейсморазведки МОГТ, в 3-х также установлены месторождения.

Данные поисковых работ последних лет подтверждают необходимость проведения дополнительных исследований на этих объектах, в том числе и на структурах с уже выявленными залежами УВ. Об этом свидетельствуют факты установления новых залежей при проведении дополнительных детализационных работ на Интинском и Кожимском месторождениях. Структуры, подготовленные в первые годы исследований, оценивались, как правило, лишь по верхним горизонтам. Поэтому они могут представлять практический интерес и по глубоким горизонтам осадочного чехла. Крупные размеры выведенных из бурения структур (Бергантымылькская – 298 км2, Кочмесская – 263 км2, Верхне-Роговская – 159 км2 и др.) и амплитуды (до 0,5-1,0 км) позволяют рассчитывать здесь на существенный прирост запасов газа и, возможно, нефти. Наиболее перспективными являются структуры Интино-Лемвинского и Кочмесского НГР.

Глубокое опорное, параметрическое и поиско-разведочное бурение

Эффективность буровых работ

По состоянию на 01.01.1995 г. в КРВ опорное, параметрическое и поисково-разведочное бурение проводилось на 20 площадях (таблица 16). Здесь пробурено 78 скважин. Общий объем буровых работ составил 272 637 м, из них на 2 опорные скважины приходится 6968 м (1-Кочмес – 3968 м и 1-Ярвож – 3014,4 м). Параметрическое бурение осуществлялось на 13 площадях, и его объемы составили 48 556 м; поисковое – на 14 площадях, где пробурена 51 скважина с общим объемом 186 647 м. Разведочное бурение велось на 3 площадях (Кочмесской, Интинской, Кожимской). Здесь пробурено 12 скважин (30 466 м). Средняя плотность глубокого бурения в КРВ составила 2,33 скв./тыс. км2, или 429,5 км2 на 1 скважину, плотность проходки – 8,14 м/км2 (табл. 16). Максимальной степенью изученности (2,62 скв./тыс. км2 и 9,02 м/км2) характеризуется Кочмесский НГР, минимальной – Воркутский (1,85 скв./тыс. км2 и 6,34 м/км2).

Для ордовикско-нижнедевонского комплекса степень изученности крайне низкая. Скважин, вскрывших отложения этого комплекса, всего 19, из них в Воркутском НГР – 10 и в Кочмесском НГР – 9. Плотность бурения здесь составляет соответственно 1,09 и 0,69 скв./тыс. км2, или 1,22 и 0,71 м/км2. В целом по территории КРВ степень изученности этого комплекса не превышает 0,57 скв./тыс. км2, или 0,61 м/км2.

Среднедевонско-нижнефранский комплекс полностью пробурен 19 скважинами, верхнефранско-турнейский – 21-й скважиной. Изученность их во впадине составляет соответственно 0,57 и 0,81 скв./тыс. км2, или 0,09 и 0,57 м/км2. По отдельным нефтегазоносным районам она более дифференцирована: Кочмесский – 0,69 и 1,15 скв./тыс. км2, или 0,03 и 0,64 м/км2; Воркутский – 1,09 и 1,30 скв./тыс. км2, или 0,27 и 1,19 м/км2. В Интино-Лемвинском НГР указанные комплексы бурением вообще не вскрыты.

Изученность нижне-средневизейского и верхневизейского-нижнеартинского в основном карбонатных комплексов для территории КРВ существенно выше, составляя соответственно 0,87 и 2,24 скв./тыс. км2, или 0,17 и 3,51 м/км2. В различных нефтегазоносных районах она различна: Воркутском НГР – 1,52 и 1,85 скв./тыс. км2, или 0,32 и 1,83 м/км2; Интино-Лемвинском – 0,09 и 2,23 скв./тыс. км2, или 5,96 м/км2.

Степень изученности верхнеартинско-триасового терригенного комплекса наибольшая в КРВ. В целом для КРВ она составляет 2,33 скв./тыс. км2, или 3,09 м/км2. По отдельным нефтегазоносным районам она изменяется от 1,85 скв./тыс. км2 (1,41 м/км2) для Воркутского до 2,41 скв./тыс. км2 (2,70 м/км2) – для Интино-Лемвинского и 2,62 скв./тыс. км2 (4,63 м/км2) – для Кочмесского НГР.

В результате проведения буровых работ на территории впадины открыты и разведаны Романьельское, Интинское, Кожимское газовые и Падимейское нефтегазовое месторождения. Интинское, Кожимское месторождения характеризуются сложным блоковым строением. Промышленная нефтегазоносность выявлена на Кочмесской и Лемвинской структурах (табл. 16).

Все установленные в КРВ газовые и нефтяные месторождения приурочены к верхневизейско-нижнеартинскому карбонатному комплексу. Нефтегазовый потенциал других НГК остается пока неизученным.

Суммарные начальные геологические запасы УВ, выявленные в КРВ, составляют 48,847 млн. т условного топлива, из них 20 млн. т нефти в Воркутском НГР, 16,916 млрд.м3 газа – в Кочмесском и около 12 млрд.м3 газа в – Интино-Лемвинском НГР. Эффективность поисково-разведочного бурения отражена в табл. 17.