Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории

Раздельное количественное прогнозирование перспектив нефтегазоносности с оценкой величины и размещения максимального нефтегазового потенциала, нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование завершают теоретическую проработку курса, предваряя вторую его часть – рацкомплекс геологоразведочных работ. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории являются научной основой рационального размещения поисково-разведочных работ, реализуемых в виде генеральных схем и комплексных проектов поисково-разведочного бурения на нефть и газ. Таким образом, количественное прогнозирование нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование представляют теоретическую базу программных поисково-разведочных документов, обеспечивая максимальными значениями углеводородного потенциала высокую рентабельность поисков и разведки месторождений.

Рассмотрим главные принципы подготовки указанных руководящих документов поисково-разведочного процесса на примере Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна Скифской эпигерцинской платформы и Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна Восточно-Европейской древней платформы. Конечной целью выполняемой работы является достижение наиболее высокой эффективности поисков и разведки и планомерное освоение ресурсов нефти и газа.

Нефтегазогеологическим районированием территории называют районирование её по условиям генерации, аккумуляции УВ разной фазовой характеристики, величине и размещения ресурсов углеводородов и их плотности, выполняемое на структурно-тектонической основе.

Районирование осуществляется по масштабам нефтегазонакопления, зонам и плотностям начальных ресурсов (степени перспективности) с выделением литолого-стратиграфических комплексов с наибольшим углеводородным потенциалом в качестве главных поисковых направлений. Важнейшим результатом этой работы является прогнозирование новых зон нефтегазонакопления, различных по степени перспективности, а в пределах наиболее перспективных – первоочередных объектов поиска нефтяных и газовых месторождений. Теоретическая база районирования – раздельный количественный прогноз перспектив нефтегазоносности на эволюционно-катагенической тектонодинамической основе по комплексу генетических и палеотектонических показателей.

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн Скифской платформы

Наиболее характерной генетической зависимостью, выявленной в АзовоКубанском и других нефтегазоносных бассейнах и используемой в раздельном прогнозе, является приуроченность максимальных масштабов генерации и аккумуляции УВ к зонам с наибольшим темпом и амплитудой прогибания. Принимая во внимание указанные выше геологические положения, определяющие связь тектонодинамических параметров с нефтегазонакоплением и плотностью прогнозных ресурсов нефти и газа, производится нефтегазогенерационное, а затем нефтегазогеологическое районирование территорий.

В качестве исходной для районирования используется следующая информация.

Тектонодинамическим генетическим анализом в Азово-Кубанском НГБ устанавливаются условия преимущественной генерации и накопления нефти в природных резервуарах триаса западной части Восточно-Кубанской впадины. Здесь при скоростях погружения до 70 м/млн. лет и относительно небольших объемах нефтематеринских пород масштабы генерации и аккумуляции нефти превышают 2000 тыс. т/км3 и 2500 т/км3 (рис. 51). Близкую характеристику имеют юрские, нижнемеловые и палеоген-неогеновые формации южной зоны Западно-Кубанского прогиба. Расширение очагов нефтегенерации и ареалов нефтенакопления в ЗКП от зон наиболее интенсивного прогибания происходило в северном направлении вслед за смещением максимальных скоростей (более 50 м/млн. лет). Геоструктурные зоны, включающие очаги с ГФН и активно развивающиеся ловушки (со скоростями более 50 м/млн. лет), отличаются активным нефтенакоплением.

Максимальные масштабы газонакопления (до 15000 млн. м3/км3) устанавливаются на участках менее интенсивного прогибания и малой амплитуды, в том числе в современных глубокопогруженных зонах с аналогичной динамической характеристикой. Подобные условия отмечаются для юрских пород западного и северного бортов ВКВ, где темп седиментации не превышал 20-25 м/млн. лет, для нижнемеловых пород северной части НГБ (скорости от 15 до 25 м/млн. лет) и нижнемеловых газоматеринских отложений бортов ВКВ (скорости не более 25-30 м/млн. лет). К этим зонам приурочено наибольшее число газовых и газоконденсатных залежей (Юбилейно-Ладожская, Южно-Советско-Ловлинская зоны газовых залежей в юрских и нижнемеловых отложениях) (рис. 52, 53, 54, 55).

Кроме того, причиной отсутствия активной нефтегенерации и нефтенакопления является более позднее достижение нефтегазоматеринскими осадками ГФН (ранний миоцен – для юрских, поздний миоцен – для нижнемеловых отложений), когда полностью завершились процессы эмиграции поровых вод. Миграция же «законсервированных» в глинах жидких углеводородов в газовой фазе заметного развития не получила в связи с высокой пластичностью глинистых образований юры и мела.

Главные направления и пути миграции жидких углеводородов к зонам преимущественного нефтегазонакопления и образование их определяются максимальными градиентами (80-100 м/млн. лет и более) скоростей прогибания. При меньших градиентах преобладает газонакопление. Подтверждением этому служит преимущественно газовый тип углеводородного флюида в нижнеюрских горизонтах Советско-Ловлинской и среднеюрско-нижнемеловых Северо-Ладожско-Юбилейной и Ладожско-Некрасовской зон газонакопления Восточно-Кубанской впадины.

Генетическая связь нефтепродуктивности с повышенным темпом роста структурных и неструктурных ловушек устанавливается наличием нефтеносности на таких активно развивавшихся до ГФН ловушках Азово-Кубанского НГБ, как Баракаевская, Кузнецовская и др. (в юре), Левкинская, Северская, Западно-Афипская и др. (в палеогене). Для юрских терригенных и терригеннокарбонатных формаций высокие потенциальные возможности генерации углеводородов и образования зон с высокой плотностью аккумуляции и прогнозных ресурсов подтверждаются значительным диапазоном изменения нефтегазопроизводяшего потенциала: от 600-800 г/м3 для современного этапа до 2500 г/м к началу ГФН. Для этих отложений промышленная нефтегазоносность, позволяющая прогнозировать новые зоны нефте- и газонакопления, установлена в широком стратиграфическом интервале – от нижней юры до титонского яруса верхней.

С учетом вышеизложенного в границах Азово-Кубанского бассейна выделяются с севера на юг три нефтегазогеологические зоны: северная, центральная, включающая Тимашевскую ступень и северный борт ЗКП, и южная, к которой отнесены оставшаяся часть ЗКП и ВКП. Северная зона, характеризуясь темпом прогибания в мезозое до 30 м/млн. лет, рассматривается как газоносная. Сложена она в основном газоматеринскими породами палеоген-неогена, нижнего мела и триаса, прошедшими фазу активной генерации газа. При несколько меньшей, чем для триасовых пород, катагенетической измененности OB (MK4 –МК5) газогенерирующий характер имеют также юрские терригенные породы, развитые локально.

Центральная гетерогенная в геоструктурном отношении зона с доминирующим темпом прогибания от 30 до 50 м/млн. лет выделяется как газонефтеносная. Она выполнена формациями триаса, юры, мела и палеоген-неогена, из которых триасовые и частично нижне-среднеюрские представляют газонефтегенерирующие комплексы, современная степень катагенеза которых не ниже MK4 – МК5. Как отмечалось ранее, они прошли ГФН, которая по указанным выше палеотектоническим и катагенетическим причинам не была реализована для отложений нижней и средней юры. Верхнеюрские, нижнемеловые и палеоген-неогеновые отложения образуют верхний газогенерационный «этаж» центральной зоны, который сохраняет свое значение и на современном этапе.

Южная зона, выделяемая в ареале скоростей прогибания свыше 50 м/млн. лет, является нефтегазоносной и выражена рядом осадочных формаций, прошедших на различных этапах времени условия ГФН (за исключением нижнемеловых отложений). Она включает овалы активного прогибания в триасе, юре, нижнем мелу и палеоген-неогене. Особенностью строения зоны является установленная на основе тектонодинамических показателей для Восточно-Кубанского и Западно-Кубанского суббассейнов миграция в северном направлении отдельных очагов нефтегенерации.

Анализ масштабов нефте- и газогенерации, подтверждая рассмотренную региональную зональность и нефтегазогеологическое районирование, позволяет отметить специфические особенности нефтегазогенерационного районирования, свойственные каждому из суббассейнов. Для ВКВ характерна доминирующая роль нефтегенерации для древних комплексов мезозоя и газогенерации – для мел-палеогеновых; в ЗКП преобладают процессы нефте- и газогенерации, а в северном суббассейне – газогенерации по всему разрезу.

С учетом выполненного районирования и размещения резервуарных породс благоприятной петрофизической характеристикой коллекторов в мезозойско-кайнозойском разрезе прогнозируются новые зоны нефтегазонакопления.

Восточно-Кубанский суббассейн

1. Кошехабльская зона нефтегазонакопления, генетически связанная с нижне-среднеюрским и верхнеюрским очагами генерации нефти и газа. Общая протяженность зоны – около 50 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов (поровых и трещинно-поровых) – от 50 до 65%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре: карбонатные коллекторы Оксфорда – до 120 м, песчаники келловея – до 50 м, средней юры – не менее 50 м, нижней – до 100 м; глубина залегания залежей – от 4,8 до 5,8 км (для верхней и средней юры). Масштабы накопления нефти в зоне – около 80 млн. т, газа – до 120 млрд. м3.
2. Восточно-Лабинская и Северо-Вознесенская зоны газонефтенакопления, генетически связанные с миграцией углеводородов из нижне-среднеюрского и верхнеюрского очагов генерации газа и нефти. Общая протяженность зон – около 60 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов (поровых и поровотрещинных) в терригенном разрезе юры – от 60 до 75%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре (келловей) ? до 40 м, в средней ? до 80 м, в нижней ? не менее 100 м; глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4,0 до 5,2 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления газа в зонах – до 100 млрд. м3, нефти – около 40 млн. т.
3. Южно-Кузнецовско-Вознесенская зона нефтегазонакопления, генетически связанная с нижнеюрским и верхнеюрским очагами генерации нефти и газа. Общая протяженность зоны – 25?30 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе юры – от 50 до 65%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре (келловей) ? до 30 м, в средней ? до 100 м, в нижней ? от 50 дo 100 м; глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4 до 6 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления газа в зоне ? около 70 млрд. м3 , нефти ? 80 млн. т.
4. Баракаевско-Бесстрашненская зона нефтегазонакопления, генетически приуроченная к тем же очагам нефтегазогенерации, что и предыдущие. Протяженность зоны – около 60 км. Коэффициент вероятности вскрытия поровых коллекторов в терригенном разрезе юры – от 60 до 80%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре (келловей) ? до 40 м, в средней ? до 80-100 м, в нижней ? от 100 до 150 м, глубина залегания прогнозируемых залежей изменяется от 1,5 до 4,5 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления нефти в зоне ? около 30 млн. т, газа ? до 40 млрд. м3.
5. Юбилейно-Тенгинская зона преимущественно газонакопления, связанная генетически с нижне-среднеюрским и в меньшей степени с верхнеюрским очагами генерации газа и нефти. Общая протяженность зоны – до 60 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе юры – от 40 до 60%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре (келловей) ? до 60 м, в средней ? от 50 до 80 м, в нижней ? от 50 до 100 м; глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4,3 до 5,5 км (для верхней-нижней юры). Масштабы накопления газа в зоне – около 150 млрд. м3, нефти ? до 10 млн. т.

Западно-Кубанский суббассейн

1. Шапсуго-Апшеронская зона газонефтенакопления, приуроченная генетически к верхнеюрско-нижнемеловому и нижне-среднеюрскому очагам газонефтегенерации. Протяженность зоны – 40?50 км. Коэффициент вероятности вскрытия поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторов в карбонатном и терригенном разрезах юры – от 40 до 60%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре для карбонатных коллекторов оксфорда-титона ? до 200 м, для терригенных коллекторов келловея ? до 20 м, в средней юре ? от 10 до 50 м, в нижней ? от 20 до 100 м; глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4,5 до 6,5 км. Масштабы накопления газа в зоне ? до 200 млрд. м3, нефти ? около 70 млн. т.
2. Заречно-Шунтукская зона преимущественно газонакопления, связанная генетически с нижнемеловым и в меньшей степени с нижне-среднеюрским очагами генерации газообразных и жидких УВ. Общая протяженность зоны – до 60 км. Коэффициенты вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе нижнего мела – от 60 до 80%, в терригенном разрезе юры – от 40 до 60%; прогнозируемая эффективная мощность их в нижнем мелу – от 100 до 200 м, в нижней-средней юре – от 50 до 100 м; глубина залегания прогнозируемых залежей: нижнемеловых ? от 1,5 до 4,0 км, юрских ? от 2 до 5 км. Масштабы накопления газа в зоне ? около 150 млрд. м3, нефти ? до 20 млн. т.
3. Северо-Таманская зона газонефтенакопления в пределах одноименного вала приурочена предположительно к нижнемеловому и верхнеюрскому очагам газонефтегенерации. Протяженность зоны – до 40 км. Предполагаемый коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе нижнего мела по аналогии с соседними районами Западно-Кубанского прогиба и Северо-Западного Кавказа составляет от 40 до 60%, а в карбонатном комплексе верхнего мела ? от 60 до 80%; прогнозируемая эффективная мощность коллекторов в верхнем мелу ? от 100 до 300 м, в нижнем ? от 50 до 150 м; глубина залегания прогнозируемых верхнемеловых залежей – от 3,6 до 4,5 км, а нижнемеловых – от 4,5 до 6,0 км. Масштабы накопления нефти в зоне – около 100 млн. т, газа – до 150 млрд. м3.
4. Ачуевско-Чебургальская зона преимущественно газонакопления, генетически связанная предположительно с нижнемеловым и верхнеюрским очагами генерации газообразных и жидких углеводородов. Протяженность зоны – до 80 км. Предполагаемый коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе мела – от 40 до 60%, а в карбонатном комплексе верхнего мела – от 60 до 80%; прогнозируемая эффективная мощность верхнемеловых коллекторов – до 200 м, а нижнемеловых – от 20-30 до 100 м; глубина залегания прогнозируемых верхнемеловых залежей – от 4,5 до 5,0 км, а в нижнем мелу ? от 5 до 6 км. Масштабы накопления газа в зоне составляют предположительно 800-100 млрд. м3, нефти ? 20-25 млн. т.
5. Северо-Челбасская и Староминская зоны преимущественно газонакопления, приуроченные генетически к триасовому и отчасти нижнемеловому (с доминирующей ролью дальней латеральной миграции) очагам генерации газообразных и жидких УВ. Протяженность каждой – 50-60 км. Коэффициенты вероятности вскрытия коллекторов в терригенно-карбонатном разрезе триаса – от 50 до 70%, в терригенном разрезе нижнего мела – от 75 до 90%; прогнозируемая эффективная мощность их в триасе – от 10 до 50 м, в нижнем мелу ? от 20 до 100 м; глубина залегания прогнозируемых триасовых залежей ? от 2,0 до 4,5 км, нижнемеловых ? от 1,5 до 2,1 км.

Оставшаяся часть ресурсов нефти и газа, кроме учтенных в прогнозируемых и установленных зонах нефтегазонакопления (около 40%), приходится на невыявленные зоны, перспектива существования которых подтверждается прогнозной оценкой недр.

Тимано-Печорский НГБ (Верхнепечорская впадина)

Рассмотренные выше результаты раздельного количественного прогноза нефтегазоносности на тектонодинамической основе по Верхнепечорской впадине Тимано-Печорского НГБ позволяют выполнить нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование территории. При этом, кроме определяющих тектонодинамических показателей раздельного прогноза, учтены генетические показатели и использована историко-генетическая модель расчетов масштабов генерации и аккумуляции жидких и газообразных углеводородов по литолого-стратиграфическим комплексам и тектоническим зонам.

Нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование Верхнепечорского суббассейна производится, как отмечалось выше, на структурно-тектонической основе, включающей с запада на восток тектонические зоны: Мичаю-Пашнинского вала, западного борта Верхнепечорской впадины, погруженную часть впадины, Вуктыльскую зону (включая ее южное продолжение), северо-восточного замыкания впадины и Кырташор-Андюгскую и Луньвожпал-Курьинскую зоны на юге ВПВ.

На рис. 58 представлено нефтегазогеологическое районирование Верхнепечорской впадины, где 1 – границы Верхнепечорской впадины и крупных смежных структур Предуральского краевого прогиба; 2 – границы тектонических зон и соответствующих нефтегазогеологических районов. Тектонические зоны: восточная зона передовой складчатости Урала с подзонами: Вуктыльской (ВЗ), Патраковско-Кырташорской (ПК), Курьинско-Рассохинской (КЗ); внутренняя зона западного борта (ЗБ); внешняя зона ЗБ. Нефтегазогеологические районы: Вуктыльско-Мартюрский нефтегазоконденсатонакопления (ВМ), Рассохинско-Курьинский газонакопления (РК), Северо-Верхнепечорский нефтегазонакопления (СВ), Западно-Верхнепечорский нефтегазонакопления (ЗВ).

Триасовый комплекс. Использование тектонодинамических показателей для прогноза нефтегазоносности триасового комплекса показывает наибольшую перспективность отложений центральной части бассейна (район Адыгейского выступа и смежной части западного борта Восточно-Кубанского суббассейна).

Перспективность комплекса с учетом основных показателей основывается на широком развитии мощных карбонатных, главным образом рифогенных, образований в нижнем (вместе с пермскими слоями) и верхнем триасе. Нефтематеринские породы, развитые в центральной и Южной зонах АК НГБ (площади Великая, Некрасовская и др.), в отличии от северной части региона, характеризуясь смешанным гумусово-сапропелевым и реже гумусовым типом ОВ, имеют повышенный нефтегазопроизводящий потенциал (до 500 г/м3) и прошли стадию нефтегазогенерации. Из общего объема образовавшихся жидких и газообразных УВ максимальные плотности генерации (более 2000 тыс. т/км3) и аккумуляции нефти (более 5000 т/км3) приходятся на указанный район (рис. 51).

Высокая емкость карбонатных резервуаров подтверждена бурением на площадях Самурской, Великой и Крыловской, где полная мощность карбонатов не установлена, а вскрытая достигала 150-200 м. В разрезе триаса возможно также наличие удовлетворительных поровых и порово-трещинных коллекторов мощностью от нескольких десятков до 200 м, установленных в южной (скв.990-Дагестанская, скв. Г-1 Даховская и др.) и северной (скв. 45, 52, 100 ? Староминские) частях региона. О нефтегазоносности отложений свидетельствуют обильные нефтепроявления в известняках нижнего триаса на северном склоне Кавказа, а также признаки нефти в кавернозных доломитах по скв. 11-Великой.

Северная часть территории отнесена по сумме показателей к менее перспективной. Преимущественно гумусовый тип ОВ (скорости седиментации в среднем 20-25 м/млн. лет), относительно невысокий нефтегазоматеринский потенциал (100-200 г/м) и сокращенная катагенетическая история пород до современной стадии – АК1 свидетельствуют о прохождении осадками лишь ГЗГ и активном газонакоплении. Плотности генерации здесь значительны для газа.
Однако перспективность комплекса в зоне снижается вследствие разрушения большинства месторождений в течение предмелового перерыва. Газоносность отложений в северной зоне подтверждается установлением промышленных залежей в среднем триасе на Староминской площади.

Вместе с тем глубинная структура триасового комплекса остается неизученной и требует постановки специальных сейсмических работ МОГТ и др. Наблюдаемые СЗ простирания структурных элементов в южной части Адыгейского выступа (в области выхода отложений триаса на дневную поверхность на северном склоне Кавказа) и принадлежность севернее расположенной территории к платформенной области с близким тектоническим режимом позволяют предполагать подобную ориентировку триасовый поднятий на Майкопской, Кошехабльской, Великой и других площадях, где можно прогнозировать унаследованно развивавшиеся структуры палеозойского заложения.

Приведенные данные регионального и зонального прогноза о перспективности триасового комплекса и наличии крупных природных резервуаров свидетельствуют о больших потенциальных возможностях. Актуальность проблемы поиска и нефти и газа в настоящее время возрастает в связи с выявлением новых месторождений в Восточном Предкавказье, Среднекаспийском НГБ и Мангышлаке. Наиболее перспективны для поисков залежей сводовые и крыльевые части Каневского, Березанского поднятия и Шапсуго-Апшеронского вала, а также зоны тектонического экранирования, которые следует ожидать вдоль Ладожского и Гиагинского разломов. Первоочередные детализационные геофизические работы и глубокое параметрическое бурение (5,0-5,5 км) рекомендуются в зоне Некрасовская — Восточно-Лабинская — Великая.

Юрский комплекс. Сравнительная оценка потенциальных возможностей нефтегенерации и нефтегазонакопления в юрских формациях на основе регионального прогноза по комплексу определяющих критериев показывает, что максимальными объемами и плотностями генерации и аккумуляции нефти и газа обладают среднеюрский и нижнеюрский комплексы Восточно-Кубанского суббассейна (рис. 52, 53). Близки к среднеюрским основные показатели для верхнеюрского комплекса. На это указывают более значительный нефтегазопроизводящий потенциал глинистых пород – до 1000 г/м3, а на этапе ГФН – более 2000 г/м3 и полное прохождение осадками юры термобарических условий ГФН.

Степень катагенеза сапропелево-гумусового ОВ по витриниту на Лабинской, Чамлыкской и Кошехабльской площадях, изменяющаяся от 8,2 до 8,6, свидетельствует в свете выполненных палеореконструкций об активном нефтеобразовании в толще в течение поздней юры-мела. Интенсивной эмиграции УВ на этом этапе способствовали максимальное отжатие к началу палеогена из глин в коллекторы поровых седиментационных вод и высокие средние скорости прогибания (свыше 50 м/млн. лет). Вместе с ростом последних и активным вступлением в ГЗН все новых объемов нефтематеринских осадков возрастают масштабы нефтегенерации, а по мере выхода пород из ГЗН и перехода в ГЗГ (с палеоцена) доминирует генерация газа.

Для верхнеюрских и нижне-среднеюрских осадков с учетом термобарических и динамотектонических условий нефтегенерации и нефтенакопления в течение мелового времени действуют два очага нефтегазогенерации: Лабинский в пределах ВКВ (включавший южный борт ВКВ) и другой – в ЗКП, южнее Шапсуго-Апшеронского вала (рис. 54). Ареалы нефтегенерации расширялись в северном направлении вслед за мигрирующей зоной высоких скоростей прогибания (свыше 50 м/млн. лет), достигнув к концу раннего мела соответственно Кошехабльской и Суздальской площадей.

В бортовых зoнaх Восточнокубанского и Западнокубанского суббассейнов и Tимaшeвcкoй ступени, где скорости погружения в среднем не превышали 25-30 м/млн. лет, несмотря на высокий современный уровень катагенеза ОB, отвечающий градациям MK4-AK1 (степень углефикации коксовая – К и выше 8,9-9,6 по витриниту), нефтематеринские породы достигли термобарических условий ГФН лишь к палеогену и позднее. К этому времени из осадков уже была отжата основная масса седиментационных поровых вод и фактически прекратилась миграция флюидов, т.е. нефтяные УВ остались в толще в диффузнорассеянном состоянии. В связи с этим, отмеченные тектонические элементы по комплексу показателей должны рассматриваться в зональном прогнозе как зоны активной газогенерации и газонакопления, находясь преимущественно в условиях главной зоны газообразования.

Несмотря на сложный характер распределения поровых и трещинных коллекторов в юрской толще, фиксируемые эффективные мощности их: до 100 и более в нижней юре, от 50 до 100 м – в средней юре, около 100-120 м – в органогенно-карбонатных породах оксфорда и 50-60 м – в разрезе келловея на Кошехабльской, Лабинской, Восточно-Лабинской, Южно-Кузнецовской площадях (скв. 3, 5, 15, 20 и др.), указывают на существование природных резервуаров значительного размера. Об этом свидетельствуют также данные изменения интервальных скоростей сейсмических волн: западнее Кошехабльской площади в интервале глубин от 4800 до 5200 м наблюдается их уменьшение – 4000-3500 м/с, что говорит о вероятном разуплотнении пород, на что указывает увеличение мощности природного резервуара в оксфорде западнее Кошехальбской площади.

Рост мощности гранулярных коллекторов в келловейско-среднеюрском разрезе происходит также в южном и восточном направлениях от Лабинской площади. На улучшение коллекторских свойств пород указывают развивающиеся процессы эпигенетической каолинизации цементов в песчаноалевритовых образованиях (скв. 5, 15, 16, 20 др. Лабинской и ВосточноЛабинской площадей). Принципиальная возможность расширения перспектив, связанных с локальными порово-трещинными резервуарами в подсолевом комплексе, определилась в последние годы в связи с внедрением цифровой сейсморазведки и скоростного анализа, такие исследования позволяют уточнить степень «обеспеченности» структур коллекторами, выявить эпигенетические и трещинно-разрывные ловушки, не связанные генетически с локальными поднятиями и представляющие резерв нефтегазоносности.

Выявление в юрском комплексе на основе зонального прогноза Северо-Спокойненской и Вознесенской структурно-разрывных зон, отдельных крупных локальных поднятий и трещинно-разрывных участков (Кошехабльское, Упоренское, Южно-Кузнецовский, Восточно-Лабинский, Западно-Вознесенский др.) раннемезозойского формирования, и тем самым благоприятных для нефтегазонакопления, свидетельствует о перспективности этой части региона. В Западно-Кубанском суббассейне аналогичными геоструктурами раннемезозойского заложения являются Шапсуго-Апшеронский вал и погребенная Хадыженская кордильера, осложненные локальными поднятиями, разрывными и трещинными зонами, в том числе с крупными биогермами в ядре (А.И. Дьяконов и др., 1960), которые выявлены сейсморазведкой (Генеральское, Арешкинское, Восточно-Хадыженская, Западно-Хадыженская и др.).

Сравнительный анализ перспектив нефтегазоносности юрского комплекса показывает более высокую перспективность отложений нижней и средней юры западного и южного бортов Восточно-Кубанского суббассейна (рис. 62, 63, 64). Здесь же отмечаются благоприятные значения коэффициентов вероятности вскрытия коллекторов на больших глубинах мощностью более 100 м в нижней и около 50 м – в средней юре и скорости седиментации до 50 м/млн. лет. Расчетами устанавливаются высокие плотности генерации и аккумуляции нефти, достигающие 3000-4500 и 6000 тыс. т/км3. Для газа те же значения соответственно равны 2500 млн. м3/км3 и 1500-2000 тыс. м3/км3.

Для верхнеюрских отложений наиболее перспективной на основе зонального прогноза с высокими показателями нефтегазоносности является южная часть территории. Она включает южные зоны ВКВ и ЗКП с очагами генерации нефти и газа, характеризуясь наличием благоприятных карбонатных литофаций в оксфорде и песчаных – в келловее, часть которых выклинивается на крыльях Спокойненского выступа и Шапсуго-Апшеронского вала. Скорость седиментации отложений комплекса изменяется от 30 до 40 м/млн. лет, плотности генерации и аккумуляции нефти достигают, как показывают расчеты, 3000-3500 тыс. т/км3 и 3500 т/км3; для газа те же значения соответственно ? 2400-2500 млн. м3/км3 и 15000 тыс. м3/км3. Меньшую перспективность по верхней юре имеют погруженные участки, охватывающие указанную высокоперспективную зону. Здесь значения определяющих критериев прогноза менее благоприятны и прежде всего по сохранности коллекторов.

Отмеченное свидетельствует, наряду со сложным строением юрских отложений, о наличии в Восточно-Кубанской впадине необходимых предпосылок для формирования в подсолевом комплексе крупных скоплений нефти (до глубины 5000 м) и газа, сохранность которых обеспечивается существованием мощной соленосной покрышки. Первоочередные объемы поисково-разведочных работ необходимы на наиболее перспективных площадях соответствующих перспективных зон: по нижней юре – Юбилейной, Тенгинской, Чамлыкской, Восточно-Чамлыкской; средней и верхней юре – Южно-Кузнецовской, Новолабинской, Восточно-Лабинской, Западно-Вознесенской, Бесстрашненской.

Перспективны также в нефтегазоносном отношении отложения юры южного борта ВКВ к востоку от Баракаевского месторождения (на глубинах от 1,5 до 4,0 км). Геологической основой зонального прогноза является существование зон выклинивания песчаных коллекторов в верхней, средней и нижней юре в полосе Баракаевская-Удобная с рядом предполагаемых комбинированных ловушек древнего заложения, где возможно формирование нефтегазовых залежей в зонах выклинивания коллекторов. Первоочередные объемы параметрического и поисково-разведочного бурения целесообразно разместить на Бесстрашненской площади.

В качестве перспективного объекта первой очереди, требующего детального изучения геофизикой, следует рассматривать юрский комплекс южного склона Шапсуго-Апшеронского вала. Широкое развитие здесь мощных (до 500 м) карбонатных, в том числе рифогенных, литофаций в верхней юре, а также песчаных трещинно-поровых коллекторов предположительно в келловее и средней юре, наличие структурных ловушек раннемезозойского заложения и благоприятных генетических показателей свидетельствуют о возможности насыщения коллекторов в перспективных структурах. Залежи нефти и газа в рассматриваемых отложениях известны в Ширванско-Безводненском районе.

Меловой комплекс. По комплексу тектонодинамических и генетических показателей и результатам регионального и зонального прогноза наиболее высоко оцениваются перспективы мелового комплекса южной зоны Западно-Кубанского прогиба. Глинистые породы нижнего мела, содержащие здесь в среднем до глубины 2,5 км 0,02%, а ниже – 0,04% остаточного хлороформенного битумоида, отличаются высокими значениями нефтегазоматеринского потенциала – до 500 г/м3, на этапе ГФН последний составлял предположительно не менее 1500 г/м3.

Как показывают палеотектонические реконструкции и изучение катагенеза ОВ, нижнемеловые породы рассматриваемой части бассейна, характеризуясь смешанным типом ОВ и испытывая активное погружение со средними скоростями седиментации 35-40 м/млн. лет, прошли в интервале глубин от 2 до 3,5-4,0 км (до среднего миоцена) главную зону нефтеобразования. В настоящее время они находятся на стадии активного газообразования, достигнув градации катагенеза МК4 (К). Согласно расчетам по принятым катагенетическим показателям количество генерированных жидких углеводородов в осадках нижнего мела южной зоны ЗКП достигает 30-109 т. При этом плотность генерации и аккумуляции составила для нефти около 2000 тыс. т/км3 и более (1000 т/м3); те же значения для газа определялись в 2000 млн. м3/км3 и 15000 тыс. м3/км3.

Учитывая широкое развитие образований верхнего и нижнего мела большой мощности и высокую вероятность вскрытия коллекторов (70-75%), а также наличие в пределах предполагаемого Северо-Таманского вала структурных ловушек допалеогенового заложения высотой в несколько сотен метров (типа Фонталовской и Кучугурской), перспектива выявления которых подтверждается последними данными сейсморазведки МОГТ, есть все основания в зональном прогнозе рассматривать меловые отложения Тамани и смежной части шельфовых зон Азовского и Черного морей как перспективные для поисково-разведочного бурения на нефть и газ.

Нижнемеловые отложения ВКВ и северной части региона относятся по сумме показателей к менее перспективным. Они характеризуются сравнительно невысокими средними скоростями осадконакопления (15-20 м/млн. лет) и нефтегазоматеринским потенциалом – до 300 г/м и, как правило, гумусовым типом ОВ, являясь газоматеринскими. Как видно из построений и отмеченного выше, этап нефтегенерации для них практически отсутствовал. Плотности генерации и аккумуляции нефти здесь минимальные, а для газа они достигают соответственно 3500 млн. м3/км3 и 20000 тыс. м3/км3.

Карбонатные отложения верхнего мела, не являясь на большей части бассейна нефтегазогенерирующими, представляют потенциальный резервуар трещинного типа, прогнозные ресурсы нефти в котором генетически связаны с подстилающим нижнемеловым комплексом. Для последнего как региональным, так и зональным прогнозом устанавливается газопроизводящий характер глинистых пород в северной, восточной (ВКВ и восточная центриклиналь ЗКП) и центральной частях при среднем по величине нефтегазоматеринском потенциале (300-400г/м3).

В южной зоне Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна, как отмечалось, глинам нижнего мела при смешанном типе ОВ свойственен более высокий потенциал с предполагаемым очагом генерации нефти и газа в ареале средних скоростей седиментации (40-45 м/млн. лет), расположенном в погруженной части южного борта ЗКП. Выявленные здесь ранее небольшие нефтяные залежи обусловили добычу 0,1 млн. т нефти в год.

Геолого-геофизическая информация, полученная по Северной Тамани (скв. 5-Тамань и др.), смежной части ЗКП (скв. 1-Чебургольская и др.) и пограничной зоне северного склона Северо-Западного Кавказа (скв. 41-Псебепская и др.), показывает широкое развитие здесь как мощных трещинных коллекторов верхнего мела суммарной мощностью от 300 до 500 м, так и поровых коллекторов нижнего мела. Газонасыщенные песчаники с удовлетворительными коллекторскими свойствами в нижнемеловом разрезе отмечены, в частности, по скв. 5-Тамань на глубине 4550 м.

Вышеизложенное позволяет выделить в качестве первоочередных объектов для детальных сейсморазведочных работ и последующей постановки параметрического и поискового бурения перспективную Северо-Таманскую зону, восточное окончание Шапсуго-Апшеронского вала и зону предполагаемого Южно-Чебургольско-Петровского погребенного поднятия.

Сравнительная оценка результатов регионального и зонального прогноза нефтегазоносности мезозойских комплексов по разработанным показателям обосновывает выделение следующих высокоперспективных отложений в качестве первоочередных направлений поисков и разведки. Это подтверждается соответствующей величиной масштабов и плотностей генерации и аккумуляции углеводородов и тектонодинамическими показателями.

Для поисков нефтяных и нефтегазовых месторождений наиболее перспективны и рекомендуются к практической реализации детальными геофизическими исследованиями и бурением следующие поисковые направления: верхнесреднеюрский (подсолевой) комплекс южной и западной зон Восточно-Кубанской впадины, в Западно-Кубанском прогибе верхнеюрско-меловой комплекс южного крыла Шапсуго-Апшеронского вала, Хадыженской кордильеры и Северо-Таманского поднятия. Для поисков газовых и газонефтяных месторождений на современном этапе освоения ресурсов глубокопогруженных зон наиболее рентабельны нижнеюрский комплекс ВКВ и нижнемеловой – южной зоны ЗКП, которые также предлагаются к практической реализации детальными геофизическими исследованиями и бурением.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн древней Восточно-Европейской платформы

Рассмотренная выше схема стадийного газонефтеобразования в Тимано-Печорском НГБ, оценки масштабов генерации, накопления газообразных и жидких углеводородов с учетом тектонодинамических факторов, а также результатов расчета начальных и прогнозных ресурсов нефти и газа (табл. 11 и 12) позволяют выполнить нефтегазогеологическое районирование на генетической тектонодинамической основе. При этом, кроме генетических учтены такие показатели нефтенакопления, как темп седиментации, амплитуда прогибания дна бассейна, степень активности развития ловушек и разломов.

Территория крупнейшего тектонического элемента Европейского Северо-Востока России Тимано-Печорской плиты, ограниченной с запада Тиманским кряжем, а с востока – западным склоном Северного Урала, входит в состав Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. В свете установленного выше характера вертикальной катагенетической и геохимической зональности углеводородов в Тимано-Печорском НГБ определяется положение крупнейших генерационных областей: преимущественной генерации газа – Северо-Предуральской, соответствующей одноименному краевому прогибу, и расположенных западнее и севернее впадин Тимано-Печорской плиты – областей генерации нефти и газа.

Четко выделяется восточная Северо-Предуральская зона сингенетичной газоносности с локальными очагами генерации нефти на участках с темпом седиментации более 40 млн. лет. В пределах Верхнепечорской впадины, наряду с характерной сингенетичной газоносностью при темпе прогибания менее 40 м/млн. лет, возможны локальные очаги генерации нефти при больших значениях скорости (Северо-Вуктыльский). Подобный характер генерации углеводородов дифференцированного фазового состава для нормально-морских терригенно-карбонатных формаций является типичным для краевого прогиба. Для последнего свойствены наибольшие объемы нефтегазоматеринских осадков с высокой плотностью генерации газа – от 5000 до 10000 млн. м3/км3. Преимущественно газоносная Северо-Предуральская область по степени перспективности, характеризуясь величиной начальных потенциальных ресурсов газа, втрое превышающей ресурсы нефти, должна рассматриваться как высокоперспективная на газ. При этом следует учитывать, что большая часть нефтяных углеводородов глубокопогруженных комплексов испытала термическую деструкцию с преобразованием в газообразные углеводороды.

В соответствии с тектоническим и газонефтегенерационным районированием Северо-Предуральской области выделяются четыре газоносных района с юга на север: Верхнепечорский, Среднепечорский, Большесынинский, Косью-Роговской, различающиеся при доминирующем газовом типе УВ флюидов величиной начальных потенциальных и прогнозных ресурсов и их плотности. По величине ресурсов газа и их плотности ведущее место в регионе занимает Верхнепечорский район с начальными потенциальными ресурсами газа около 1,7 трлн. м3. Наибольшей плотностью НПР газа в районе (свыше 200 тыс. усл. т/ км2) обладает Вуктыльско-Гудырвожская зона газонакопления, представляя одновременно и зону локального нефтенакопления с плотностью НПР около 20 тыс. т/км2.

Косью-Роговской, Коротаихинский и Большесынинский газоносные районы, характеризующиеся следующими показателями НПР и их плотности (таблица 12): Косью-Роговской – 1108 млрд. м3 газа и 168 млн. т нефти (40 тыс. усл. т/км2 и 6 тыс. т/км2), Большесынинский – 861 млрд. м3 и 182 млн. т нефти (30 тыс. усл. т/км2 и 10 тыс. т/км2), Коротаихинский – 1800 млрд. м3 и 220 млн. т нефти (35 тыс. усл. т/км2 и около 20 тыс. т/км2). Максимальной плотностью НПР газа и нефти (около 70 тыс. усл. т/км2 и около 10 тыс. т/км2) обладает Лемвинская зона газонефтенакопления Косью-Роговской впадины.

На основе расчетов нефтегазогенерационного потенциала для других НГО Тимано-Печорского НГБ может быть сделан вывод о существенном преобладании районов и зон нефтегазогенерации над газогенерацией. Так, нефтегазоматеринскими осадками палеозоя Тимано-Печорской плиты генерировано 6550 млрд. т жидких углеводородов и 1096 трлн. м3 – газообразных. Причем наибольшие масштабы генерации нефти приходятся на Печоро-Колвинскую НГО (38%), Хорейверскую (25%) и Варандей-Адзвинскую НГО (22%), а плотности генерации нефти в этих НГО достигли значений от 2000 до 6000 тыс. т/км3, а газа – от 1000 до 1500 млн. м3/км3. Несколько ниже, но достаточно высоки, генерационные показатели для Ижма-Печорской НГО (нефть – свыше 1500 тыс. т/км3, газ – 1000 млн. м3/км3). Таким образом, в качестве основных регионов нефтегазообразования в ТП НГБ выделяются Печоро-Колвинский авлакоген и Хорейвер-Морейюская (включающая Варандей-Адзвинскую). Специфична в этом отношении Печоро-Колвинская НГО, которая является не только крупной нефтегенерационной зоной (плотность генерации нефти – более 2500 тыс. т/км3), но и крупной зоной образования газа (плотность по газу – свыше 1500 млн. м3/км3). Наибольшим газогенерационным потенциалом здесь обладают газонефтеносные районы Денисовской впадины.

На основе расчетов ресурсов нефти и газа и их плотностных характеристик выделены крупные нефтегазогеологические элементы, включающие установленные и прогнозируемые зоны нефтенакопления. Всего осадочные комплексы регионов ТП НГБ обладают начальными потенциальными ресурсами углеводородов: 12563 млн. т нефти (включая конденсат) и 7044,5 млрд. м3 – углеводородного газа. Из регионов бассейна наибольшие масштабы образования и накопления углеводородов различного фазового состава свойствены Печоро-Колвинскому авлакогену (ПК НГО).

Он отличается максимальной по сравнению с другими НГО величиной и плотностью НПР, которые составляют соответственно для нефти и газа: 4918 млн. т и 90 тыс. т/км2, 2046 млрд. м3 и 80 тыс. усл. т/км2.

Наибольшими потенциальными возможностями нефтегазонакопления в установленных и прогнозируемых зонах газо- и нефтенакопления обладает в ПК НГО Денисовская впадина, включающая Лайско-Лодминский и Шапкина-Юрьяхинский преимущественно газоносные районы. Ресурсы осадочных комплексов палеозоя Денисовской впадины оцениваются в объеме 1526 млрд. м3 газа и 399 млн. т – нефти (плотность соответственно – 85 тыс. усл. т/км3 и 20 тыс. т/км2). Наиболее крупной зоной газонакопления здесь является Лайский вал. Она характеризуется максимальной величиной и плотностью НПР, которые составляют для газа и нефти: 467 млрд. м3 и 135 тыс. усл. т/км2, 155 млн. т и 45 тыс. т/км2. Для комплексов с наибольшим газонефтяным потенциалом – ордовикско-нижнедевонского и др., эти показатели достигают для газа 220 млрд. м3 и 40 тыс. усл. т/км2, нефти – 75 млн. т и до 15 тыс. т/км2.

В зоне Лайского вала распространены ловушки структурного типа с становленной газонефтеносностью и структурно-стратиграфического – с прогнозируемой газонефтеносностью с подготовленным для бурения новым крупным поисковым объектом – Верхнелайской структурно-стратиграфической ловушкой.

Сравнительный анализ нефтегазогеологического районирования осадочных комплексов платформенного чехла Тимано-Печорской провинции показывает высокую газоносность глубокопогруженных зон Печоро-Колвинской и Северо-Предуральской НГО с общим объемом прогнозируемых ресурсов газа около 75%. Последний подтверждает реальную возможность выявления новых зон газонефтенакопления в ордовикско-нижнедевонском, среднедевонско- нижнефранском и среднефранско-фаменском комплексах.

Выполненные расчеты углеводородного потенциала ТП НГБ, а также детальные исследования аналогичной направленности предшествующего периода показывают газовую направленность нефтегазогеологического районирования Верхнепечорской впадины в СПГО и Денисовской – в ПК НГО. Это подтверждает сравнительная оценка основных параметров такого районирования, которая позволяет рассматривать данные газоносные районы в качестве эталонных при прогнозе и рациональном освоении ресурсов газа в осадочном бассейне.

Произведенное нефтегеологическое районирование территории, включая данные о структуре, литофациальной характеристике, ФЕС пород-коллекторов и др., является результатом научного прогноза перспектив газонефтеносности и основой выбора главных направлений поиска крупных газовых месторождений. Сравнительный анализ перспектив газоносности осадочных комплексов Северо-Предуральского краевого прогиба и других районов ТП НГБ базируется на расчетах масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов, также использовании оптимального комплекса определяющих показателей раздельного прогноза, чем обеспечивается высокая достоверность оценки перспектив глубокопогруженных зон.

Основным газоносным регионом Тимано-Печорского бассейна является краевой прогиб, соответствующий Северо-Предуральской газоносной области с начальными потенциальными ресурсами газа 4517 млрд. м3 (средняя плотность 55 тыс. усл. т/км2). Сравнение газового потенциала (таблица 12) и максимальной плотности начальных потенциальных ресурсов для ордовикско- нижнедевонского комплекса этих регионов показывает большие значения начальных потенциальных ресурсов газа и их плотности по сравнению с остальными комплексами и НГО, в СПГО – 2560 млрд. м3, плотность 30 тыс. усл. т/км2, а ПК НГО – 1050 млрд. м3, плотность около 20 тыс. усл. т/км2. В главных газоносных районах Верхнепечорской и Денисовской впадинах эти показатели будут по ВПВ 1416 млрд. м3, около 65 тыс. усл. т/км2 – НПР, по ДВ – 987 млрд. м3, 50 тыс. усл. т/км2. Наибольшая плотность ресурсов обеих впадин по данному комплексу (более 70 тыс. усл. т/км2) прогнозируется в Вуктыльско-Мартьюрской зоне ВПВ и в Лайской зоне ДВ. Установленная впервые генетическая приуроченность рифогенных и биогермных массивов к погребенным конседиментационным поднятиям способствовала прогнозированию крупных месторождений в биогенных резервуарах в силуре. Вышеизложенное позволяет сделать вывод о высокой перспективности рассматриваемого комплекса и его карбонатных резервуаров.

Карбонатный комплекс верхнего девона и терригенный среднего в Тимано-Печорском бассейне характеризуются меньшими значениями плотности начальных потенциальных и прогнозных ресурсов газа по сравнению с ордовикско-нижнедевонским. Однако современный нефтегазоматеринский потенциал глинистых пород обоих комплексов достаточно высок и превышает 600 г/м3, а для глин и глинистых карбонатов доманика превышает 9000 г/м3 автохтонных углеводородов.

Сравнительный анализ литофациальных показателей и ФЕС карбонатных и терригенных коллекторов верхнего и среднего девона СПГО, ПК НГО и газоносных районов Верхнепечорской и Денисовской впадин близки. Средняя мощность органогенных карбонатов в СПГО и ВПВ достигает 100-120 м при средней пористости от 8 до 12% и проницаемости от 200 до 500 мД; в ПК НГО и ДВ те же значения: от 80 до 160 м, от 8 до 16%, свыше 100 мД. Среднедевонский комплекс отличается более высокой перспективностью, чем в СПГО и ВПВ, что обусловливается более благоприятным литолого-фациальными критериями и менее высокими стадиями литогенеза пород. Это обеспечило наличие в среднедевонском нефтегазоносном комплексе Денисовской впадины и смежных районов мощных (до 60-80 м) пластов кварцевых песчаников с поровым типом коллектора и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На большей части СПГО и ВПВ комплекс представлен глинисто-карбонатными отложениями. Улучшенные ФЕС наиболее вероятны на участках погребенных палеоподнятий и в зонах разуплотнения пород.

Отмеченные литокомплексы, характеризуясь более высокой перспективностью в отмеченных НГО, а также Верхнепечорской и Денисовской впадинах и благоприятными условиями формирования газовых и газоконденсатных месторождений, представляют главные направления поисков газовых месторождений в ТПНГБ. Практическая реализация их сдерживается лишь техническими возможностями глубокого и сверхглубокого бурения в условиях Крайнего Севера на ордовикско-нижнедевонский комплекс.

Вышезалегающие комплексы средних глубин – турнейский, нижне-средневизейский, верхневизейско-нижнепермский – в целом являются перспективными, характеризуясь величиной плотности начальных потенциальных и прогнозных ресурсов, соответственно: в СПГО и в Верхнепечорской впадине – менее 20 по региону и до 30-40 тыс. усл. т/км2 в пределах высокоперспективных зон (Вуктыльско-Мартьюрская, включая смежную часть Западно-Уральского поднадвига) и от 20 до 30 тыс. усл. т/км2 – в наиболее перспективных зонах ПКНГО и Денисовской впадине, до 50 тыс. усл. т/км2 – в зоне Лайского и Шапкина-Юрьяхинского валов. Перспективные зоны Верхнеепечорской и Денисовской впадин следует рассматривать как равноценно перспективные для поисков газоконденсатных и газонефтяных месторождений в указанных зонах. Сохранность залежей обеспечивается наличием зональных покрышек суммарной мощностью от 100 до 250 м. Углеводородные ресурсы этих литокомплексов представляют дополнительный резерв прироста запасов газа и нефти.

Новые прогнозируемые крупные зоны газонефтенакопления в отмеченных газоносноперспективных регионах СПГО и ПК НГО, включая Верхнепечорскую и Денисовскую впадины, будут структурного, структурно-стратиграфического и структурно-литологического типов. Перспективы обнаружения новых зон структурного типа предпочтительнее в СПГО и, прежде всего, в Верхнепечорской и Косью-Роговской впадинах.

Обоснование главных нефте- и газопоисковых направлений геологоразведочных работ

Выполненный выше раздельный количественный прогноз перспектив газонефтеносности Тимано-Печорского осадочного бассейна, включая глубокопогруженные зоны, позволил выделить в основных нефтегазоносных регионах – Северо-Предуральском, Печоро-Колвинском, Хорейверско-Морейюском
– наиболее перспективные газонефтеносные районы, а в них – литокомплексы с наибольшими начальными и прогнозными ресурсами. Эти литокомплексы или нефтегазоносные комплексы, характеризующиеся максимальными значениями углеводородного потенциала и плотностью ресурсов в пределах района, суммарно превышающей 100 тыс. усл. т/км2, рассматриваются в качестве главных направлений поисков нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Аналогично этому выделяются районы и тектонические зоны, характеризующиеся максимальным нефтяным или газовым потенциалами, которые также могут считаться главными поисковыми направлениями. Таким образом, основной особенностью практической реализации этих направлений является достижение наибольшей эффективности геологоразведочных работ.

На современном этапе нефтегазогеологической изученности Тимано-Печорского НГБ научно-обоснованными являются следующие главные поисковые направления.

На нефть:

• Поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в ордовикско-силурийском карбонатных комплексах Колвинского мегавала и Хорейверской впадины, включая Варандей-Адзьвинскую зону с Арктическим шельфом.
• Поиски и разведки нефтяных месторождений в девонских и пермскокарбоновых отложениях Ижма-Печорской впадины.

На газ:

• Поиски газовых и газоконденсатных месторождений в отложения карбонадевона Верхнепечорской, Косью-Роговской впадин (Северо-Предуральского краевого прогиба) и Денисовской впадины Печоро-Колвинского авлакогена. При этом наиболее актуальными направлениями текущего освоения перспективных ресурсов и прироста разведанных запасов УВ рекомендуются принадлежащие им тектонические зоны Вуктыльско-Мартьюрская в СПГО и Лайская – в ПК НГО с плотностью ресурсов, превышающей 120 тыс. усл. т/км2.
• Реализация отмеченных первоочередных, главных поисковых направлений позволит прирастить перспективные ресурсы и разведанные запасы на уровне, обеспечивающем рентабельность геологоразведочных работ, т.е. соответственно не менее 85-90 млн. усл. т и 25-30 млн. усл. т ежегодно.

Кроме решения первоочередных задач прироста разведанных запасов и перспективных ресурсов газа, обеспечивающих стабилизацию добычи газа в регионе, решаются актуальные проблемы долгосрочного прогноза и разработки научной базы развития нефтяной и газовой отрасли на далекую перспективу. Для эффективного изучения территории, освоения потенциальных ресурсов нефти, газа, конденсата и выполнения запланированного прироста разведочных запасов по главным поисковым направлениям ТП НГБ – Колвинской, Хорейско-Морейюской, Денисовской – определены виды, объемы, последовательность геологоразведочных работ, составляющие основу генсхемы. Распределение объемов работ, рациональное размещение и последовательность их определяются в соответствии с перспективностью обоснованных выше объектов поиска – наиболее перспективных осадочных комплексов. Ниже конкретизированы и даны в развернутом виде отмеченные выше главные нефтегазопоисковые направления:

1. а) Поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в ордовикско-силурийском и девонском карбонатных комплексах Колвинского мегавала и Хорейверско-Морейюской НГО, включая смежный Арктический шельф. Плотность начальных ресурсов нефти и конденсата по направлению превышает 150 тыс. т/км2.

б) Поиски и разведка нефтяных месторождений в верхнедевонском и пермокарбоновом комплексах Ижма-Печорской впадины. Плотность ресурсов нефти по направлению достигает 50 тыс. т/км2.

в) Поиски и разведка газовых и газонефтяных месторождений в структурных, рифогенных и тектонически-экранированных ловушках верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса Верхнепечорской впадины, включая Вуктыльско-Мартьюрский район и смежную зону Западно-Уральского поднадвига. Плотность ресурсов газа по направлению достигает 200 тыс. усл. т/км2.

г) Поиски и разведка преимущественно газовых залежей в структурных ловушках ордовикско-нижнедевонского карбонатного комплекса Лайской, Шапкина-Юрьяхинской зон ПК НГО и смежного Арктического шельфа. Плотность ресурсов по направлению превышает 130 тыс. усл. т/км2.

2. Поиски и разведка газовых и газонефтяных залежей в структурных и тектонически-экранированных ловушках верхневизейско-нижнепермского карбонатного комплекса в основных газоперспективных районах СПГО, ПК НГО (в т.ч. в пределах Арктического шельфа). Плотность ресурсов УВ по направлению достигает 100 тыс. усл. т/км2.

3. Поиски и разведка преимущественно газовых залежей в структурных и тектонически-экранированных ловушках терригенного поддоманикового верхне-среднедевонского комплекса в основных газоносных районах СПГО и ПК НГО. Поисковым направлением, обеспечивающим дополнительный прирост перспективных ресурсов и разведанных запасов газа промышленных категорий, являются поиски и разведка газовых залежей в подсолевых рифогенных образованиях пермо-карбона и нижне-средневизейских терригенных. Плотность ресурсов УВ по направлению не превышает 50 тыс. усл. т/км2.

Сравнительный анализ перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных зон, дополняемый исследованиями, выполненными ранее, показал больший прогнозный газовый потенциал Верхнепечорской впадины (около 1,48 трлн. м3, включая смежную зону Западно-Уральского поднадвига), по сравнению с Денисовской (порядка 0,95 трлн. м3). Нефтяной потенциал доминирует в Хорейверско-Морейюской, где плотность начальных ресурсов не превышает 120 тыс. т/км2. Это позволяет рассматривать соответствующие регионы и наиболее перспективные комплексы в качестве главных газонефтепоисковых направлений, преследуя решение важнейших задач равномерного расширения сырьевой базы отраслей. Последнее обеспечивается за счет ресурсов других газоперспективных районов Северо-Предуральской газоносной области, прежде всего Косью-Роговского, а также других нефтеперспективных районов Печоро-Колвинской нефтегазоносной области – Колвинского и Среднепечорского.

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн

Выполненное выше нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование Азово-Кубанского осадочного бассейна, базирующееся на оценке начальных потенциальных и прогнозных ресурсов углеводородного сырья, включает основные нефтегазоносные области и районы с характеристикой плотности начальных и прогнозных ресурсов нефти и газа. В качестве важнейших газоносных областей и литокомплексов с максимальной плотностью начальных потенциальных ресурсов и разведанных запасов газа и газоконденсата, превышающей 150 тыс. усл. т/км2, выделяются Ейско-Березанская в северной части бассейна, где нижнемеловой НГК обладает плотностью начальных ресурсов свыше 50 тыс. усл. т/км2. В расположенных южнее Восточно-Кубанской газоносно-нефтеносной по юрскому НГК общая плотность начальных ресурсов газа достигает 120 тыс. усл. т/км2, а нижнемеловому – 80 тыс. усл. т/км2, нефти в южной части ВК НГО – почти 60 тыс. усл. т/км2. В расположенной западнее Индоло-Кубанской нефтегазоносной области плотность ресурсов нефти в пределах южного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба составляет для юрско-мелового НКГ 80 тыс. усл. т/км2, 110 тыс. усл. т/км2– для палеогенового и 180 тыс. усл. т/км2 – для неогенового.

Таким образом, в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне по ресурсным показателям могут быть выделены и обоснованы в качестве главных направлений поиска следующие поисковые направления:

• поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в верхне-среднеюрском подсолевом комплексе южного и западного бортов Восточно-Кубанской впадины;
• поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в верхнеюрско-меловом комплексе южной зоны Шапсуго-Апшеронского вала;
• поиски газовых и газонефтяных месторождений в нижнеюрском и нижнемеловом комплексах западного и северо-восточного бортов Восточно-Кубанской впадины и южного борта Западно-Кубанского краевого прогиба;
• поиски и разведка газовых и газоконденсатных месторождений в аптальбском комплексе Ейско-Березанского района.

Для каждого нефтяного направления средняя величина плотности начальных потенциальных ресурсов УВ составляет не менее 80 тыс. т/км2, а газового превышает 100 тыс. усл. т/км2. Как показывает анализ статистических данных по многим осадочным бассейнам России, ближнего и дальнего зарубежья, в нефтегазогеологическом районировании в качестве главных поисковых направлений преобладают близкие показатели плотности ресурсов. Таким образом, нефтегазогеологическое районирование является важнейшим заключительным этапом оценки территорий, предшествующим разработке рационального комплекса геологоразведочных работ на нефть и газ.