Нефтегазоносность малоизученной части северо-запада Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по результатам бассейнового моделирования

Введение. Район исследования охватывает северо-западную часть Тимано-Печорского седиментационного бассейна (ТПСБ), сформировавшегося в течение фанерозоя на денудационной поверхности метаморфизованных сланцевых и вулканогенных формациях прекратившего свое существование, «отмершего» палеобассейна рифейско-вендской (байкальской) консолидации и ставшего Тимано-Печорской эпибайкальской плитой (ТПЭБП).

Возраст осадочных образований. Рассматриваемый седиментационный бассейн сложен формациями от позднего кембрия – нижнего ордовика до неогена и четвертичных отложений (510-0,01 млн лет). Возраст формаций установлен на основании стратиграфических исследований, выполненных по керну пробуренных скважин, путем определения геологического возраста по палеонтологическим остаткам [6] и абсолютного возраста по изотопам минеральных включений в осадочных породах и магматогенных внедрениях, а также с использованием сейсмических отражающих поверхностей. По преобладающему количеству и объему формаций, участвующих в строении ТПСБ, его возраст – палеозойско-раннемезозойский (триасовый) [5, 26], более поздние образования представлены в незначительных объемах.

Географическое положение и размеры. Тимано-Печорский осадочный бассейн находится на северо-востоке Европейской части России, между 64 и 70⁰ северной широты и 47 и 60⁰ восточной долготы. Он имеет вытянутые в северо-западном направлении контуры трапеции. Его площадь оценивается (суммарно суша и море) в более чем 450 тыс. км², из них две трети расположены на суше и более 180 тыс. км² в северной части покрыто Печорским морем (южная часть Баренцева моря) с островами. Самый большой остров – Колгуев (4400 тыс. км²) – находится в западной части Печорского моря, в 75 км от суши (рис.1).

Геолого-геофизическая изученность. ТПСБ хорошо изучен в ходе сейсморазведочных работ (средняя плотность сейсморазведочных профилей превышает 2 км/км²) в центральной и южной частях и слабо изучен в северо-западной и крайней восточной. Плотность сейсморазведочных работ, как и буровых, не отличается равномерностью. Наибольшая плотность профилей МОГТ – 1,5-2,2 км/км² на мегавалах: Печоро-Колвинском и юго-востоке Печоро-Кожвинского, в Хорейверской впадине. На Шапкина-Юрьяхинском валу и в Варандей-Адзьвинской структурной зоне плотность сокращается до 0,8-1,5 км/км². Самая низкая плотность (0,1-0,8 км/км²) в северной половине Ижма-Печорской синеклизы. В осадочном чехле суши выделено 35 региональных, субрегиональных и зональных сейсмических отражающих поверхностей (рефлекторов) [19].

В пределах ТПCБ пробурено более 5500 глубоких скважин на нефть и газ объемом бурения более 10 млн м. Из них на акваториальном продолжении осадочного бассейна пробурено лишь 54 скважины, большая часть из которых вскрыла лишь отложения мезозоя.

Разбуренность в пределах суши ТПСБ очень неравномерная. В северной половине Ижма-Печорской синеклизы, являющейся районом настоящего исследования, она не превышает 0,01 м/км². В Печоро-Колвинском авлакогене, расположенном восточнее, она возрастает на отдельных участках до 200 м/км². Хорейверская впадина Хорейверско-Печороморской синеклизы характеризуется средней разбуренностью (50-100 м/км²), но ее прибрежная часть изучена значительно хуже – разбуренность составляет лишь 10 м/км². В акватории только на восточной половине острова Колгуев (Восточно-Колгуевская структурная зона) плотность бурения приближается к 50 м/км². Единичные скважины других зон обеспечивают общую разбуренность Печорского моря на уровне 0,01 м/км² и менее. Керн в скважинах отбирался в интервалах с известной или предполагаемой нефтегазонасыщенностью, а в параметрических (стратиграфических) – периодически (точечно) по всему стволу. Наиболее значимые по объемам буровые работы на суше проводились в период с 1970-х до начала 1990-х годов государственными предприятиями «Ухтанефтегазгеология» и «Архангельскгеология», а после их реорганизации – компаниями «Лукойл», «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Газпром» и другими независимыми компаниями. Морское глубокое бурение проводило предприятие «Арктикморнефтегазразведка».

На разных этапах изученности территории геофизический (преимущественно сейсмический) материал неоднократно обобщался в тематических работах ПГО «Печорагеофизика», КОМЭ, ТПО ВНИГРИ (ТП НИЦ), ФГУП «ВНИГРИ», ОАО «Севергеофизика» (авторы: Ф.Н.Снисарь, Н.А.Богданов, В.А.Стенина, А.А.Иванов, Т.А.Карпюк, А.Л.Кунько, М.Д.Белонин, О.М.Прищепа, А.Н.Шапошникова и другие).

Значительный вклад в формирование современных представлений о геологическом строении региона внесли исследовательские работы М.Д.Белонина, Л.Т.Беляковой, В.И.Богацкого, Г.Ф.Буданова, Е.Г.Бро, В.А.Дедеева, Н.А.Малышева, А.В.Мартынова, Н.И.Никонова, А.В.Куранова, О.М.Прищепы, Н.И.Тимонина и других. Геохимические предпосылки прогноза нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции (ТПП) рассмотрены в трудах С.Г.Неручева, Т.К.Баженовой, Л.А.Анищенко, С.А.Данилевского, Т.А.Кирюхиной, О.М.Тимошенко, А.В.Ступаковой и других.

Перспективы нефтегазоносности западных частей региона подтверждены открытием Песчаноозерского (1982) и Таркского (1988) нефтяных месторождений на о. Колгуев и Верхне-Харицейского (1985) непромышленного месторождения в Малоземельско-Колгуевской нефтегазоносной области (НГО).

Несмотря на значительный объем геологоразведочных работ (преимущественно сейсморазведки), проведенных в последние годы в пределах северо-запада Тимано-Печорской провинции, включая ее акваториальное продолжение, эти районы остаются недоизученными, а с точки зрения оценки перспектив нефтегазоносности – высокорисковыми для проведения геологоразведочных работ силами компаний. Причинами являются отрицательные результаты бурения большинства глубоких скважин, традиционно закладываемых в пределах поднятий на крупных антиклинальных структурах, где, по современным представлениям, существенно сокращен разрез нижне-среднепалеозойской части разреза.

Приуроченность открытых залежей нефти к триасовому интервалу разреза определяла повышенный интерес к верхнему структурному этажу и недостаточное внимание к нижне-среднепалеозойскому комплексу, перспективы которого оцениваются достаточно высоко в пределах прилегающей к району исследований территории Печоро-Колвинского авлакогена и центральной части Ижма-Печорской синеклизы.

Современной технологией оценки потенциала углеводородов (УВ) в пределах малоизученных районов является технология моделирования истории осадконакопления и преобразования (бассейновое моделирование), позволяющая выполнить реконструкцию процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ на основе комплексирования имеющейся геолого-геофизической информации [4]. Достоверность полученных представлений о перспективах нефтегазоносности участка исследования определяется текущей изученностью. В качестве прогнозных объектов нефтегазонакопления в поддоманиковой части разреза рассматриваются как структурные, так и неантиклинальные ловушки (О.М.Прищепа, А.В.Куранов, Н.И.Никонов, С.А.Лукова и другие). Особый интерес вызывают зоны их скоплений. В 2008-2018 гг. коллективом ФГУП «ВНИГРИ» создана научно-аналитическая основа для прогноза зон нефтегазонакопления в переходной зоне суша – шельф ТПП. Создание модели формирования зон нефтегазонакопления в объекте изучения позволяет снизить геологические риски и привлечь внимание недропользователей к проведению геологоразведочных работ (ГРР) в пределах района работ.

Методика. Исследование выполнено на основании комплексной интерпретации геолого-геофизических данных региональных и площадных сейморазведочных работ, результатов бурения и аналитических исследований керна скважин, в том числе параметрической скважины Северо-Новоборская, пробуренной АО «НПЦ Недра» в рамках работ по государственному заказу.

В осадочном чехле в пределах изучаемого участка снизу вверх выделяются кембрийско-(?)нижне-среднеордовикский терригенный, среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, доманиково-турнейский карбонатный, верхневизейско-нижнепермский карбонатный, верхнепермский и триасовый терригенные перспективные нефтегазоносные комплексы (НГК) (рис.2) [27].

Основанием для выделения тектонических элементов послужили структурные построения по основным отражающим горизонтам (ОГ) ранне-среднепалеозойского интервала, а также анализ толщин между ними, изменения которых связаны со значимыми тектоническими событиями (рис.3). Контуры выделенных структур приведены в соответствие с аномалиями гравитационного и магнитного полей. При ранжировании структуры оценивались по следующим признакам: знак, форма, замкнутость, размерность и соподчиненность. Размерность и соподчиненность определяли порядок структурного элемента и его положение в иерархическом ряду.

Морфологическая дифференцированность поверхностей накопления нижне-среднепалеозойских осадков определила их полифациальность. Седиментологический и литолого-фациальный анализы исследуемого интервала разреза позволили дать прогноз развития (по вертикали и латерали) пород с различными фильтрационными свойствами, что, в свою очередь, дало основание для оконтуривания областей распространения наиболее перспективных с точки зрения нефтегазоносности природных резервуаров [8]. Выделены и охарактеризованы перспективные нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), присутствие которых отмечается во всех осадочных комплексах. Для оценки возможности реализации генерационного потенциала силурийской НГМТ применен анализ кривой погружения, относящийся к методам палеоструктурных построений и отражающий наиболее значимые этапы эволюции бассейна.

Степень реализации углеводородного потенциала силурийской НГМТ оценена методом бассейнового моделирования в программном комплексе TemisFlow. Для построения моделей миграции и формирования потенциальных зон аккумуляции УВ построены 2D-модели по линиям, выбранным с учетом изменений литолого-фациального состава пород, геохимических показателей, значений пластовых давлений и температур в соответствии с профилями геолого-геофизических разрезов.

Обсуждение. Состав, строение и соотношение пород, слагающих природные резервуары (ПР), обусловлены генезисом – происхождением отдельных типов осадков, периодичностью осадконакопления, характером вторичных преобразований [25, 26]. Генетический подход является эффективным приемом прогноза резервуаров в целом и отдельных его элементов. Наиболее значимым комплексом, включающим на разных уровнях серию ПР, является доманиково-турнейский [9]. Он же включает принципиальную для провинции доманиковую нефтегазогенерирующую толщу, потенциал которой оценивается по нефти в 70 % вклада в формирование месторождений ТПП, а по газу – более чем в 50 %.

Верхнекембрийско(?)-нижнеордовикский терригенный нефтегазоперспективный комплекс представлен в объеме верхнекембрийских(?) отложений, седьельской свиты тремадокского яруса, нибельской свиты аренигского яруса и условно выделенного лланвирнского яруса. Отложения комплекса с угловым несогласием залегают на фундаменте протерозойского возраста и представлены песчано-глинистыми отложениями литорали и супралиторали. Комплекс распространен в палеовпадинах Созьвинско-Новоборской структурной зоны и акватории Западно-Колгуевской впадины. Характерной особенностью условий осадконакопления является компенсированное заполнение бассейна, которое обеспечивалось сносом обломочного материала с Тимана и приподнятого Малоземельского блока. В наиболее полном объеме вскрыт скважиной 202-Северо-Западная (о. Колгуев), где фаунистически доказан верхнекембрийский возраст алевро-глинистой толщи, залегающей на глубинах 4147-4345 м. Перекрывающая ее седьельская (седиольская) свита, сложенная, в основном, песчаным материалом, датирована тремадокским ярусом нижнего ордовика. Скважиной 1-Бугринская вскрыты мощные (не менее 1000 м) отложения тремадока, представленные ритмичным переслаиванием песчаников и аргиллитов с явным преобладанием песчаников. В южной части исследуемого региона – в пределах Ижма-Печорской синеклизы – одновозрастные отложения вскрыты скважиной 1-Большепульская, где их мощность составляет около 50 м.

Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК выделяется в объеме верхней части среднего-верхнего ордовика, силура и нижнего девона, распространен на ограниченном участке территории исследования.

Силурийские отложения в пределах района работ вскрыты только на Малоземельско-Колгуевской моноклинали, преимущественно с карбонатным составом и общей мощностью 0-500 м. В объеме силурийской системы выделены нижний и верхний отделы.

Нижнесилурийский отдел в объеме лландоверийского и венлокского ярусов, сложенный переслаиванием красноцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, изучен скважинами 1-Южно-Сенгейская и 1-Танюйская.

Верхнесилурийский отдел в объеме лудловского и пржидольского ярусов в пределах исследуемой территории имеет ограниченное распространение в результате длительных предсреднедевонского и предфранского размывов. Соответствующий разрез вскрыт скважинами, пробуренными на структурах Малоземельского блока (1-Южно-Сенгейская, 1-Юшмановская, 1-Нарьян-Марская).

Вышезалегающие отложения нижнего девона представлены фрагментарно развитыми отложениями лохковского яруса, предположительно в объеме овинпармского горизонта только в крайних восточных разрезах участка исследований. Его присутствие в разрезе доказано данными бурения на Песчаноозерской площади в скважинах 4 (мощность 46 м) и 46 (256 м). Породы представлены карбонатно-глинистыми и сульфатно-карбонатно-глинистыми отложениями лагун в Западно-Колгуевской впадине и Песчаноморской структурной зоне.

Таблица 1

Коллекторские характеристики основных литологических типов мелководно-шельфового генезиса верхнедевонского карбонатного комплекса [21]

Доманиково-турнейский карбонатный НГК в объеме от доманикового горизонта верхнего девона до турнейских отложений нижнего карбона развит повсеместно и представлен на большей части ТПСБ терригенно-карбонатными породами. По особенностям слагающих комплекс осадков можно выделить три субширотные литолого-фациальные зоны: южную – прибрежно-морской и зарифовый шельф с терригенными и карбонатными осадками; центральную – склонового проградационного терригенно-карбонатного осадконакопления с одиночными линейно сгруппированными рифами; северную – с конденсированными кремнисто-карбонатными породами (доманикитами) предрифовой депрессии и клиноформами терригенно-карбонатный толщи заполнения. Общая тенденция для этого НГК – увеличение терригенного материала к западу. В пределах района работ южная зона распространения соответствует южной части Малоземельско-Колгуевской моноклинали, до широты о. Колгуев; центральная – о. Колгуев и западнее; северная – к северу от о.Колгуев. Толщины НГК меняются от 250-300 до 400-600 м из-за наличия рифовых построек в центральной части и несколько сокращаются в северной зоне. Амплитуда предвизейского размыва нарастает к западу, уничтожая все более древние слои комплекса, до турне включительно [7, 13].

На основе проведенной комплексной интерпретации геолого-геофизических данных в пределах каждого НГК выявлены закономерности распространения пород-коллекторов (табл.1) и флюидоупоров, формирующих ПР различной масштабности.

Результаты. За нефтегазовый потенциал различных регионов ответственны естественные геологические тела формационного уровня, где протекали (и/или протекают) процессы нефтегазообразования – нефтегазоматеринские свиты или горизонты. Совокупный нефтегазоматеринский потенциал того или иного нефтегазоносного бассейна (НГБ) следует оценивать по количеству органического вещества (ОВ), содержащемуся в НГМТ, которые характеризуются определенными концентрациями ОВ, типами и объемом, т.е. мощностью и площадью развития, а также зрелостью (катагенезом). Для того, чтобы НГМТ (или их совокупность) превратились в очаг нефтегазообразования (ОНГО), минимальные значения плотностей эмиграции УВ из них должны быть не менее 50 тыс. т/км2 (50 млн нм³/км²) при идеальных условиях аккумуляции (непосредственном соседстве резервуара и его оптимальной мощности). В общем случае за граничную очаговую плотность эмиграции можно принять величину 100 тыс. т/км² (100 млн нм³/км²) [18]. Для того, чтобы обозначить локализацию ОНГО, необходимо сначала определить область развития и мощность НГМТ, а также концентрацию ОВ (С_орг) в них, затем выявить степень катагенеза ОВ, после чего по созданным моделям генерации-эмиграции УВ рассчитать масштабы эмиграции для соответствующего данной НГМТ типа ОВ.

На участке исследований крайне мало данных геохимических исследований флюидов и вытяжек керна, дающих возможность получить представления о генерационном потенциале. По детальным геохимическим исследованиям керна скважин 202-Северо-Западная, 1-Аквамаринская и 2-Аквамаринская были выявлены основные геохимические характеристики потенциальных нефтегазоматеринских пород района работ и основные закономерности процессов трансформации ОВ.

Для всего осадочного разреза характерно низкое содержание битумоидов, при этом в пермо-триасовых породах преобладают окисленные компоненты, а в большинстве образцов пород палеозоя – восстановленные [1, 2, 18, 24].

Содержание растворимых компонентов в составе рассеянного органического вещества (РОВ) весьма неоднородно и незакономерно варьирует в широких пределах (1,4-17,5 %), что может быть обусловлено сменой условий осадконакопления и/или источника сноса осадочного материала. Битумоиды в изученных образцах имеют сингенетичную природу.

Аргиллиты нижнего ордовика (O₁t) и верхнего кембрия (Є₃?) характеризуются мелководно-морскими условиями образования и сапропелевым ОВ. В то же время в ордовикских образцах отмечается большая доля водорослевого ОВ (табл.2). Степень преобразования пород по данным битуминологии остается сравнительно невысоким, однако корректность данных определений находится под вопросом, особенно с учетом малого количества доступного кернового материала [14].

Таблица 2

Результаты исследований образцов керна по скважине 1-Бугринская методом Rock-Eval

В пределах Малоземельско-Колгуевской моноклинали (МКМ) и прилегающих к ней территорий в качестве нефтематеринских толщ можно рассматривать силурийские, выделяемые в разрезах скважин по положительным аномалиям гамма-каротажной кривой.

Зоной распространения силурийских НГМТ являются погруженные части Шапкинской ступени, а также депоцентральные части Западно-Колгуевской впадины и Денисовского блока в зоне сочленения МКМ, где в условиях морских палеозаливов формировались существенно глинистые толщи, богатые аквагенным ОВ и обладающие нефтематеринским потенциалом.

По геохимическим характеристикам верхнедевонские аргиллиты фаменского и франского ярусов, к которым относятся доманиковые породы, рассматриваемые в региональном плане как основные нефтематеринские депрессионные отложения [21], в пределах МКМ имеют мелководно-морской генезис. Кроме того, эти породы характеризуются невысоким уровнем термальной зрелости. По данным детальной битуминологии его можно оценить как МК1, однако с учетом всего комплекса материала данное значение следует считать несколько заниженным. В отдельных образцах отмечается повышенные содержания Сорг, а также существенная доля водорослевого ОВ [23].

Мергели верхнего карбона по своим геохимическим характеристикам близки к породам пермского возраста, однако отличаются более глубоководными условиями осадконакопления и переработкой рассеянного органического вещества (РОВ). В карбонатных породах среднего и нижнего карбона ОВ становится преимущественно сапропелевым при сохранении сравнительно невысокого уровня катагенетической трансформации и незначительных вариациях фациальных условий осадконакопления.

В породах средней и нижней перми влияние гумусового материала несколько снижается, фациальные условия осадконакопления можно охарактеризовать как лагунно-континентальные. Уровень термальной зрелости невысокий.

Породы нижнего и среднего триаса характеризуются смешанным гумусо-сапропелевым РОВ. Диагенетическое преобразование исходного РОВ проходило в мелководно-морской фациальной обстановке. Термическая зрелось РОВ низкая [22].

Таким образом, можно оценить РОВ изученных образцов как термально слабо-средне преобразованное, сапропелево-гумусовое (пермь-триас) и гумусово-сапропелевое (карбон-кембрий?).

На территории ТПСБ главная роль по масштабам нефтегазообразования принадлежит доманиково-турнейской формации (D₃dm-C₁t) и силуру (по нефти 29 и 25 % соответственно) [18], к менее значимым можно отнести формации нижней перми (12 по нефти и 22 % по газу).

Доманиково-турнейская формация D₃dm-C₁t имеет продолжение с континента в море на основании фациальных построений и сейсмических данных, по результатам которых были выделены рифогенные тела, оконтуривающие зону предрифовых фаций субширотного простирания. В разрезе глинисто-карбонатных отложений скважины 1-Паханческая встречаются тонкие пропластки доманикоидных пород, что характерно для некоторых участков зарифовых фаций вблизи самого рифогенного тела. Эти пропластки обогащены ОВ и не представляют интереса с позиций масштабного нефтегазообразования, но свидетельствуют об относительной близости развития доманикоидов формационного масштаба. Мощности доманиковой НГМТ возрастают с запада на восток – от 20 до 300 м по мере расширения возрастного диапазона формации [13, 15]. Осредненные концентрации Сорг варьируют в диапазоне 0,6-1,5 %. В районе работ доманиково-турнейская НГМТ характеризуется следующими степенями катагенеза ОВ: M₂¹ и M₂² .

НГМТ артинско-кунгурского комплекса P₁ar-P₁k в пределах акватории улучшает свои нефтегазоматеринские свойства за счет возрастания зрелости ОВ (катагенеза) вследствие существенного увеличения мощности триасовых отложений. НГМТ артинской формации имеет глинисто-карбонатный состав, ОВ в нем представлено следующими типами: сапропелитами, оксисорбосапропелитами, а также долей гумитов. Состав НГМТ кунгурской формации преимущественно терригенный (аргиллиты и глинистые алевролиты), при этом распространены следующие типы ОВ: гумито-сапропелиты и сапропелито-гумиты.

Нижнепермские отложения артинского и кунгурского ярусов характеризуются достаточно высоким нефтегенерационным потенциалом, однако по степени преобразования находятся на верхней границе нефтяного окна, т.е. на ранних стадиях катагенеза. Следовательно, результаты моделирования должны показать, в каких частях исследуемой территории степень преобразования нижнепермских отложений была достаточно высокой для образования промышленных залежей УВ [10].

В северо-западной части ТПП артинско-кунгурская НГМТ характеризуется степенями катагенеза ОВ МК₁ и MK₂¹ .

Для того, чтобы оценить масштабы нефтегазообразования в пределах какой-либо территории (акватории) при наличии готовых расчетных моделей, необходимо: выделить НГМТ; определить ареал их распространения и мощности, т.е. объем; концентрацию и тип ОВ в слагающих их породах; степень катагенеза ОВ. Наиболее известные нефтегазоматеринские формации в пределах МКМ и прилегающих к ней территорий имеют существенные отличия в силу различных условий седиментации и распределения в разрезе обогащенных РОВ пород.

В результате проведенных работ по оценке нефтегазоматеринского потенциала в нижне-среднепалеозойском разрезе МКМ основные перспективы формирования возможных УВ скоплений связываются с силурийскими НГМТ. Разделить нижне- и верхнесилурийские отложения на участке исследований не удалось, поэтому характеристика их нефтегазоматеринского потенциала приводится совместно.

Западнее разлома, отделяющего структуры Печоро-Колвинского авлакогена от Малоземельско-Колгуевской моноклинали, картируется полоса отсутствия НГМТ. Масштаб мощностей НГМТ силурийского комплекса в районе работ составляет 50-400 м, при этом направление изменения мощностей и их градиенты приведены в соответствие с сейсмической картой суммарных мощностей O₂-D₁. Средние концентрации С_орг в НГМТ (S_1-2) изменяются в диапазоне 0,25-0,60 % [3, 18].

Данные аналитических геохимических исследований дали основу для создания бассейновой модели по изучаемому региону. Моделирование процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов осуществлено с помощью программного комплекса TemisFlow. Геологическая история бассейна моделируется посредством технологии Backstripping, предполагающей восстановление истории погружений бассейна посредством последовательного срезания структурных горизонтов. Моделирование геохимической истории осуществляется исходя из кинетической модели преобразования УВ, основанной на работах Французского института нефти (IFP). Применяемый метод моделирования позволяет объединить разрозненные геохимические и структурные материалы, оценить качественные характеристики нефтегазоматеринских пород и степень реализации их потенциала, получить приблизительные, но обоснованные количественные данные о масштабах генерации и эмиграции УВ.

На начальном этапе для создания модели построены структурные карты по основным отражающим горизонтам и карты толщин между ними (рис.3, 4), оценена степень эрозии в результате крупных перерывов в осадконакоплении, выделены перспективные материнские толщи и прогнозные коллекторы и флюидоупоры нижнего структурного этажа МКМ [32].

На начальном этапе работ также методом 1D моделирования оценивалась катагенетическая преобразованность ОВ по данным глубокого бурения (рис.5). В основу моделирования температурной истории катагенетического изменения пород заложено экспертное мнение Т.К.Баженовой, полагающей, что в палеозойских бассейнах имела место сокращенная катагенетическая зональность, обусловленная повышенным палеоградиентом температур – до 4,5-5,0 ⁰С/100 м, а также данные о современном термическом градиенте для мобильных блоков фундамента (каковым являлась МКМ) 2,4-2,7 ⁰С/100 м.

Для оценки надежности флюидоупоров и генерационного потенциала нефтематеринских пород использованы результаты анализа данных каротажа по глубоким скважинам, экстраполированные на территорию всего участка. Поверхности флюидоупоров и нефтематеринских пород рассчитаны методом схождения в промежутке между основными структурными горизонтами путем пропорционального деления толщи между основными глубинными поверхностями. Коррекция глубинной привязки произведена по скважинным данным в районах, где это возможно. Для оценки эрозии делалось допущение, что максимальная видимая мощность размытого комплекса практически равна мощности комплекса до эрозии. Далее величина эрозии вычислялась как разница между максимальной мощностью и мощностью в настоящее время. При этом учитывался палеорельеф на момент формирования анализируемого комплекса, и толща заполнения палеовпадин исключалась из расчета, для чего выполнялась корреляция дополнительных горизонтов [17].

Данные были загружены в программный комплекс TemisFlow в соответствующих форматах, также заданы дополнительные параметры для расчета бассейновой модели, полученные при анализе геологических и геохимических карт и таблиц. Таким образом, были загружены данные о литологии, типе ОВ и условиях осадконакопления (см. рис.2).

В результате подготовительных работ выявлено, что органическое вещество в НГМТ силура в районе работ характеризуется степенью катагенеза от МК₂ до МК₃, только на крайней северной периферии – до МК_4-5. Основные очаги генерации показаны на рис.6.

Выделение и обоснование нефтематеринских толщ в процессе моделирования было сложной задачей из-за окраинного положения района работ в нефтегазоносном бассейне. Принадлежность к коллектору, флюидоупору или нефтематеринской толще определялось исходя из литологической характеристики толщи и содержания C_орг. В качестве НГМТ исследованы пачки в верхнесилурийских и верхнедевонских доманиковых отложениях.

Верхнесилурийские отложения в районе работ представляют собой толщу глинисто-карбонатного переслаивания, которая была изучена в естественных обнажениях по р. Долгая. Анализ кривой ГК скважины 1-Нарьян-Марская позволил принять мощность прослоев с нефтематеринским потенциалом как 1/3 от общей мощности верхнесилурийских отложений.

Нижнедевонские отложения развиты локально, не имеют повсеместного распространения. Их развитие связано с наиболее погруженными участками дотиманского структурного этажа.

Отложения доманикового горизонта верхнего девона характеризуются литолого-фациальной изменчивостью. В юго-восточной части района работ отложения доманикового горизонта представлены преимущественно глинисто-карбонатными горными породами, а в северной части – преимущественно карбонатными, таким образом вблизи подошвы доманиковых отложений выделена глинисто-карбонатная пачка, которая выклинивается в северо-восточном направлении [11, 31]. Для характеристики органического вещества были выбраны скважины и обнажения в районе работ и на сопредельных территориях (табл.3).

Таблица 3

Характеристика органического вещества

Тип керогена определен по результатам анализа образцов керна по скважине 26-Южно-Шапкинская методом Rock-Eval (а также исходя из кинетических условий генерации): возраст D3dm; T_max 446 ⁰C; S₁ 1280; S₂ 7910; HI 220.

Подсчет масштабов эмиграции УВ [20] производится по следующим формулам:

• для нефти

где Q_H – плотность эмиграции нефти, т/км²; \(\delta\) – поправка на летучие жидкие УВ С₇-С₁₄ (вычисляется при моделировании); С_HK – средняя концентрация для НГМТ, % на породу; \(\rho\) – плотность пород, т/м³; h – мощность НГМТ, м; \(\beta ^{ХБА}_{C_{HK^{ОСТ}}}\) – степень остаточной битуминизации ОВ, % на С_HK (вычисляется при моделировании или осредняется по фактическим данным); K – коэффициент эмиграции жидких УВ, д.ед.;

• для газа

где Q_Г – плотность эмиграции (генерации) газа, нм³/км²; \(\gamma_г\) – доля УВ газов генерированная (эмигрировавшая) к середине данной градации катагенеза, приведенная к ОВ данной градации, вычисляется при моделировании, %; С_г – доля углерода в нерастворимом ОВ, осредненная для данной градации и типа ОВ, %.

Масштабы эмиграции УВ являются первичной базой оценки перспектив того или иного региона, далее сама количественная оценка ресурсов УВ определяется условиями их аккумуляции и сохранности.

В качестве флюидоупоров приняты тиманско-саргаевские отложения верхнего девона, кунгурские отложения нижней перми, а также отложения средней-верхней перми. Кроме того, в качестве локальных флюидоупоров выступают глинистые пачки в нижнем-среднем девоне, карбоне, артинских отложениях нижней перми, однако их мощности незначительны, поэтому при построении данной модели ими можно пренебречь [28, 30, 31, 33].

Результаты моделирования генерации и перераспределения УВ наглядно представлены схемами распределения плотности жидкой фазы УВ на разных этапах геологической истории (рис.7).

Общая сгенерированная масса УВ вещества, согласно построенной модели, в пределах района работ составляет 3,17 млрд т н.э. Данное значение отображает массу УВ, сгенерированных только собственными нефтематеринскими толщами участка, и не учитывает УВ, которые могли мигрировать извне, со стороны Печоро-Колвинского авлакогена (Печоро-Кожвинского мегавала). По результатам проведенного моделирования, ожидаемый фазовый состав сгенерированных УВ преимущественно нефтяной. По данным С.Г.Неручева и С.В.Смирнова [30], «суммарные путевые миграционные потери нефти при вертикальной, а затем латеральной миграции в различных геологических условиях могут значительно варьировать, составляя обычно, как минимум, 55-60 %, что имеет место, вероятно, крайне редко; достигать 80-95 %, что встречается в природных условиях наиболее часто, а могут достигать и 100 %, и тогда промышленные залежи нефти образоваться не могут, хотя нефтеобразование имело место».

Очевидно, объемы аккумуляции УВ значительно ниже и определяются путями миграции УВ, объемами и свойствами ловушек на этих путях (в том числе фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов и флюидоупорными свойствами покрышек).

Наиболее перспективны с точки зрения нефтегазоносности среднедевонско-нижнефранский терригенный и среднеордвикско-нижнедевонский карбонатный комплексы, разрез которых характеризуется наличием хорошего коллекторского потенциала, экранированного зональным нижнедевонским и региональным тиманско-саргаевским флюидоупорами. Предполагается связь основных нефтегазоносных перспектив среднеордвикско-нижнедевонского комплекса с зоной стратиграфического выклинивания, перекрытой тимано-саргаевской региональной покрышкой. В случае перекрытия силурийских карбонатных джъерскими терригенными отложениями они могут представлять единый гидродинамически связанный комплекс под нижне-среднефранской покрышкой.

Основные перспективы выявления скоплений УВ связаны с ловушками, главным образом, структурно-тектонического типа и стратиграфического выклинивания на западном склоне Западно-Колгуевской впадины, в пределах Сенгейского выступа, в зонах сочленения Нарьян-Марской ступени с Нерутским грабеном и Седуяхинским валом (рис.8) [12]. Локализованные ловушки УВ объединены в перспективные зоны нефтегазонакопления (ПЗНГН).

Заключение. На основании интерпретации результатов сейсморазведочных работ, выполненных в северо-западной части ТПП, включая ее акваторию, обобщения результатов глубокого бурения (в том числе параметрической скважины Северо-Новоборская), существенно уточнены структурные карты и карты мощностей всех развитых на территории и акватории исследования сейсмофациальных комплексов, которые использовались при бассейновом моделировании в программном комплексе TemisFlow с целью реконструкции условий погружения и преобразования ОВ потенциально нефтегазоносных формаций, наиболее перспективной из которых представляется силурийская НГМТ. Согласно созданной бассейновой модели, общая масса УВ вещества, сгенерированная только собственными НГМТ района работ, составляет 3,17 млрд т н.э.

Моделирование позволило получить представление о времени и условиях формирования крупных зон возможной аккумуляции УВ. Зоны палеоаккумуляции УВ спрогнозированы на основе их пространственно-временных связей с возможными очагами генерации, сравнения с периодами интенсивной генерации УВ как из расположенных внутри района работ, так и за их пределами (с учетом возможной миграции). Одним из нерешенных вопросов является поиск транзитных путей миграции УВ из очага нефтегазообразования, расположенного на акватории, и очага генерации УВ, расположенного в пределах Печоро-Кожвинского мегавала.

Проведенные исследования позволили выделить ПЗНГН, пространственно приуроченные к западному склону Западно-Колгуевской впадины, Сенгейскому выступу, зонам сочленения Нарьян-Марской ступени с Нерутским грабеном и Седуяхинским валом. Эти ПЗНГН рассматриваются как первоочередные объекты ГРР на поиски залежей УВ в среднеордовикско-нижнедевонском и среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносных комплексах [29]. Важнейшей геологической особенностью развития указанных комплексов является образование протяженных ловушек стратиграфического типа (иногда с тектоническим экранированием), позволяющее надеяться на формирование крупных зон аккумуляции углеводородов, расположенных во фронтальной части миграционного потока из погруженных областей региона.

Литература