Russian Federation
Russian Federation
Russian Federation
The Chernyshev Swell is one of the poorly studied and promising areas for the hydrocarbon (HC) exploration in the north of the Timan-Pechora Petroleum Province. Lower Devonian carbonate deposits as part of the Middle Ordovician-Lower Devonian petroleum complex are considered as a priority object for the HC exploration. The study of the Lower Devonian deposits in well core and outcrop showed that the reservoirs were represented mainly by fractured-cavern-pore and cavern-fractured dolomites. The porosity of the rocks reaches 9.3 % with a predominance values in the range of 0.5–1.5%. The permeability values up to 1.0×10–15 m2 are predominant, less often in the range of 1–10×10–15 m2. Such filtration and capacitive properties characterize them as low-capacity and low-permeable reservoirs. The best properties of reservoirs are associated with facies of carbonate shallows, small biostomes and biogerms. The petroleum source rocks are contained in the clay-carbonate unit of the Ovinparma Formation. The OM richest rocks (Corg — 1.08–1.88%) are characterized by the values of (S1+S2) generation potential — 2.18–8.65 mg HC/g rock and hydrogen index HI — 153–432 mg HC/g Corg, which classifies them as medium petroleum source rocks. Thus, the presence of reservoirs, petroleum source rocks and overlapping by the Upper Devonian regional seal is a favorable condition for the formation of HC deposits in the Lower Devonian.
Chernyshev Swell, Lower Devonian, reservoirs, porosity, permeability, hydrocarbons
Введение
Гряда Чернышева и прилегающие к ней надвиговые зоны являются одними из слабоизученных и перспективных на поиски залежей углеводородов (УВ) на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [7, 13; 14; 16]. По оценке [8], разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья гряды в составе Хоседаюско-Воргамусюрского нефтегазоносного района составляет около 1 %. При этом по величине плотности неразведанной части ресурсов нефти среди всех нефтегазоносных районов Хоседаюско-Воргамусюрский находится на втором месте [8].
Среди выделенных нефтегазоносных комплексов на гряде Чернышева среднеордовикско-нижнедевонский оценивается как наиболее перспективный. С ним связано около 44 % (56.4 млн тонн) извлекаемых начальных суммарных ресурсов нефти [11]. Нижнедевонские карбонатные отложения в составе комплекса являются приоритетным объектом для поисков залежей УВ. Их промышленная нефтеносность установлена на Южно-Степковожском и Восточно-Адзьвинском месторождениях. Перспективность нижнедевонских природных резервуаров также связана с благоприятным соотношением коллекторов и покрышек вследствие эрозионного срезания и выхода коллекторских горизонтов под региональный верхнедевонский флюидоупор [9].
В данной статье представлены сведения по установленной нефтегазоносности нижнедевонских отложений, характеристике пород-коллекторов в скважинах и естественных обнажениях и перспективам выявления новых залежей УВ на локальных поисковых объектах гряды Чернышева и прилегающих территорий.
Район исследований
Гряда Чернышева находится в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Она представляет собой линейную сложно дислоцированную структуру в составе Предуральского краевого прогиба, которая ограничивает его с запада от структур Печорской синеклизы — Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (рис. 1, a).
В геологическом строении гряды выделяются несколько складчато-надвиговых структур: Хоседаюская антиклинальная зона, Тальбейский блок и разделяющая их Адзьвавомская депрессия, Восточно-Воргамусюрская складчатая зона, Шаръю-Заостренский и Яньюский блоки (рис. 1, b).
Многими исследователями признается формирование гряды Чернышева в результате послойного срыва по соленосным отложениям верхнего ордовика (детачмент) под действием орогенных процессов, происходивших на Урале [2; 14; 18; 19]. Однако модель формирования гряды неоднозначна и является предметом дискуссий [2; 19].
Нефтегазоносность нижнего девона
Промышленная нефтегазоносность нижнего девона на гряде Чернышева установлена на Южно-Степковожском нефтяном месторождении (рис. 2). Небольшие притоки нефти получены в скважине Восточно-Адзьвинская-1, пробуренной на одноименной структуре. Последующие результаты переинтерпретации геолого-геофизических материалов позволили поставить на баланс Восточно-Адзьвинское месторождение [4].
Одними из последних геолого-разведочных работ на гряде Чернышева с бурением 3 скважин (Адакская-1 и -2, Харутамылькская-1), были проведены ПАО «Газпром» [3]. Нефтеносность нижнего девона была установлена в скважинах Адакская-2 и Харутамылькская-1. В поднадвиговой части разреза скважины Адакская-2 из верхнесилурийско-нижнедевонских отложений получен приток газированной нефти дебитом 0.4–0.8 м3. В скважине Харутамылькская-1 в нижнедевонских отложениях установлено нефтенасыщение по керну. При опробовании в открытом стволе получен сильногазированный буровой раствор с пленкой нефти.
Нефтепроявления в керне в виде трещин с битумом, загустевшей нефти по трещинам, стилолитам и порам установлены в скважинах Адзьвинская-1 и Северо-Адзьвинская-1.
Следует также отметить, что на прилегающих с запада к гряде территориях Варандей-Адзьвинской структурной зоны нижнедевонские отложения являются основным объектом промышленного освоения (Черпаюское, Хасырейское, Подверьюское и Хосолтинское нефтяные месторождения) [20].
Характеристика пород-коллекторов
Характеристика пород-коллекторов по данным поисково-разведочных работ
На территории гряды Чернышева нижнедевонский природный резервуар характеризуется благоприятным строением, где под тиманско-саргаевскую региональную покрышку выходят карбонатные породы овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов [9]. Наиболее продуктивные пласты-коллекторы относятся к карбонатным отложениям овинпармского горизонта. Глубина залегания коллекторских горизонтов меняется в зависимости от положения в геологическом разрезе: от 1.4–2.9 км в аллохтонной части до 3.4–4.1 км в автохтоне (табл. 1). На Южно-Степковожском месторождении коллекторами являются доломиты с трещинно-каверново-поровым типом пустотного пространства. Пористость, по данным ГИС, составляет 7.1–12.7 % (табл. 1). Эффективная нефтенасыщенная мощность коллекторов 10.6 м.
Наиболее детально породы-коллекторы в нижнедевонских отложениях изучены по скважинам Адакская-2 и Харутамылькская-1 (табл. 1). Продуктивные отложения в скважине Адакская-2 сложены доломитами и известняками, кавернозными и трещиноватыми. Пористость по керну изменяется от 0.3 до 5.6 % с преобладанием значений в диапазоне 0.5–1.5 % (рис. 3). Проницаемость изменяется от <0.01´10–15 м2 до 45.44´10–15 м2 с преобладанием значений до 1.0´10–15 м2 (рис. 3). Коллекторы относятся к трем классам: I — поровые и каверново-поровые, II — трещинно-каверново-поровые и III — каверново-трещинные, трещинные [2].
В скважине Харутамылькская-1 получены схожие характеристики коллекторов (табл. 1). Они представлены доломитами и доломитизированными известняками, кавернозными и трещиноватыми. Пористость, определенная по керну, изменяется в пределах 0.1–9.3 % с преобладанием в интервале значений 0.5–1.5 % (рис. 3). Проницаемость составляет от 0.014´10–15 м2 до 115.42´10–15 м2. Доминируют низкие значения до 1.0´10–15 м2, реже в диапазоне 1–10´10–15 м2 (рис. 3). Преобладают трещинно-каверново-поровые и каверново-трещинные, трещинные коллекторы.
Совокупность имеющихся данных определений пористости и проницаемости для нижнедевонских отложений характеризует их как низкоемкие и низкопроницаемые коллекторы. Улучшение фильтрационно-емкостных свойств нижнедевонских коллекторов предполагается в приразломных зонах, где отложения подвергались интенсивному растрескиванию и выщелачиванию [9, 17].
Породы-коллекторы в нижнедевонских отложениях разреза руч. Дэршор
Основной информацией по оценке коллекторских толщ нижнего девона являются материалы поисково-оценочного бурения, хотя на гряде Чернышева известны выходы нижнедевонских отложений в естественном залегании, изучение которых позволило бы получить дополнительную геологическую информацию. В этой связи нами был изучен наиболее представительный разрез нижнего девона, расположенный на руч. Дэршор в среднем течении р. Адзьва на севере гряды Чернышева (рис. 1, a).
В этом разрезе пористо-кавернозные породы-коллекторы установлены в доломитовой пачке (пачка II) овинпармского горизонта (рис. 4, a, b). Они представлены доломитами, мелко- и среднезернистыми, биогермными (баундстоуны) с ветвистыми колониями строматопорат, реже табулят и существенным содержанием микрозернистого карбоната, микробиальных комков и сгустков (рис. 4, c). Формирование этих отложений связано с небольшими биогермами и биостромами в зоне «изолированной» мелкой сублиторали. Приобретение свойств коллекторов связано с интенсивным развитием постседиментационных процессов выщелачивания колоний строматопор и табулят в зоне интенсивной трещиноватости пород разреза. Пустотность породы сформирована кавернами и порами по органическим остаткам, межкристаллическими порами и трещинами выщелачивания (рис. 4, d–g). По соотношению типов пустот они относятся к трещинно-каверновым (трещинно-каверново-поровым) коллекторам. Определение фильтрационно-емкостных свойств пород показало: пористость — 2.06 %, проницаемость — 0.041´10–15 м2.
Схожие породы и фациальные условия их образования описываются на прилегающем к гряде Чернышева восточном борту Хорейверской впадины [5]. Авторы выделяют здесь в сублиторальном комплексе фацию карбонатных отмелей, с которой связывают основную часть коллекторов овинпармского горизонта. Ими установлено, что с породами карбонатных отмелей связаны наиболее высокоёмкие коллекторы с пористостью 5–15.3 % (в среднем 10 %) и проницаемостью до 1Д [5].
Изучение керна скважин Адакская-2 и Харутамылькская-1 послужило основой для модели, предполагающей широкое развитие в районе гряды Чернышева в нижнедевонское время микробиально-водорослевых биогермных построек и связанных с ними фаций [3]. Согласно этой модели, биогермы имели небольшие размеры (максимум 1.5–2 км по ширине и 2–3 км по простиранию) и формировали полосовидные зоны параллельно краю карбонатной платформы. Исследования коллекторских свойств разнофациальных отложений показало, что наибольшая эффективная толщина коллекторов связана с массивами биогермов и их тыловых частей. Однако наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками (средние значения Кп –4.4 %, Кпр–16.7´10–15 м2) обладают отложения, отнесенные к фациальной зоне обломочных шлейфов биогермов [3].
Нефтегазоматеринские породы
В качестве потенциальных нефтегенерирующих толщ выделены глинисто-карбонатные отложения преимущественно в разрезе овинпармского горизонта. Средние концентрации Сорг составляют 0.28–0.52 % в карбонатных породах и 1.08–1.88 % в мергелях и аргиллитах. По данным пиролиза Rock-Eval, значения генерационного потенциала (S1+S2) и водородного индекса (HI) наиболее обогащенных ОВ пород составляют соответственно 2.18–8.65 мг УВ/г породы и 153–432 мг УВ/г Сорг [2]. По совокупности геохимических параметров нефтематеринские породы овинпармского горизонта относятся к категории низко- и среднепродуктивных.
В изученном разрезе на руч. Дэршор к нефтематеринским отложениям могут относиться породы глинисто-карбонатной пачки (3 пачка) овинпармского горизонта. Она сложена известняками с прослоями мергелей и глинистых известняков. Содержание Сорг составляет 0.2–0.4 % в известняках и 1.1–1.5 % в глинисто-карбонатных разностях пород. В породах этой пачки также присутствуют битумо- и нефтепроявления в виде заполнения битумом пустот по плоскостям отдельности, трещинам и стилолитовым швам (рис. 5, a–c), включений битумов в кальцитовых гнездах (рис. 5, d) и нефтеподобных жидких включений (рис. 5, e).
Кроме нижнедевонских нефтематеринские породы установлены также в верхнесилурийских отложениях [2, 6]. Поэтому нельзя исключать генерацию УВ породами верхнего силура и их вертикальную миграцию в нижнедевонские коллекторы.
Перспективы поисков залежей УВ в нижнедевонских отложениях
Проведение поисково-разведочных работ на выявление залежей УВ в карбонатных отложениях среднеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса связываются с локальными объектами как на самой гряде Чернышева, так и на прилегающих к ней надвиговых зонах (рис. 6, a).
В Хоседаюской антиклинальной зоне перспективы поисков связываются с поднадвиговой (автохтон и паравтохтон) частью разреза. По результатам переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических материалов в качестве перспективных локальных объектов рассматриваются Адзьвинская (рис. 6, b) и Северо-Адзьвинская приразломные структуры [4]. По проведенной оценке ресурсов этой зоны с нижнедевонскими отложениями связывается основной прирост запасов нефти: извлекаемые ресурсы по категории D0 составляют около 12.9 млн т [8].
В южной части гряды Чернышева (Яньюский блок) объектом для постановки поисково-разведочных работ рекомендуется структура Яньюская-II (рис. 6, d). Оценка прогнозных извлекаемых ресурсов нефти (категории D1л) структуры по отложениям среднеордовикско-нижнедевонского комплекса составляет 4.5 млн т [1]. В качестве перспективных поисковых объектов также предлагаются подготовленные Западно-Сарьюгинская (ресурсный потенциал D0 — 4.58 млн т) и Западно-Еджидъюская (ресурсный потенциал D0 — 3.22 млн т) тектонически экранированные ловушки [10].
Зона надвигового сочленения гряды Чернышева с Косью-Роговской впадиной представляет определенный поисковый интерес на выявление поднадвиговых структур [14]. В этой зоне приоритетный интерес представляет Поварницкое поднятие (рис. 6, c). Оно выступает в виде структурного носа, перекрытого надвиговой пластиной гряды. Перспективные резервуары выделяются в широком стратиграфическом диапазоне от ордовика до перми, в том числе в силуре–нижнем девоне.
Заключение
Установленная нефтеносность нижнедевонских отложений и благоприятное соотношение нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров в природном резервуаре, а также доступные для бурения глубины продуктивных горизонтов (3.5–4 км) позволяют рассматривать их как перспективный поисковый объект для выявления залежей УВ.
Породы-коллекторы представлены преимущественно доломитами с трещинно-каверново-поровым и каверново-трещинным типом пустотного пространства. Фильтрационно-емкостные свойства пород характеризуют их как низкоемкие и низкопроницаемые коллекторы: основной диапазон значений (по керну) составляет 0.5–1.5 % для пористости и до 1.0´10–15 м2 для проницаемости. Улучшение коллекторских свойств предполагается в зонах разломов, где карбонатные породы подвергались растрескиванию и выщелачиванию.
Проведение поисковых работ на выявление залежей УВ в нижнедевонских отложениях связывают с локальными структурами как на самой гряде Чернышева, так и в прилегающих к ней надвиговых зонах. В северной части гряды для опоискования рекомендуются Адзьвинская и Северо-Адзьвинская приразломные структуры. В южной половине гряды для постановки поисковых работ предлагается структура Яньюская-II, а также поднадвиговое Поварницкое поднятие. Таким образом, наличие фонда подготовленных поисковых локальных объектов, а также высокая доля неразведанной части ресурсов позволяют высоко оценивать вероятность обнаружения новых залежей УВ в природных резервуарах нижнего девона.
1. Bogdanov M. M., Lukova S. A. Zony neftegazonakopleniya i novye napravleniya poiskov mestorozhdenij uglevodorodov v nizhnih gorizontah osadochnogo chekhla gryady Chernysheva (Oil and gas accumulation areas and new directions of hydrocarbon exploration in the lower horizons of sedimentary cover of the Chernyshov Ridge). Geology of oil and gas, 2016, No. 1, pp. 31—44.
2. Danilov V. N. Gryada Chernysheva: geologicheskoe stroenie i neftegazonosnost' (The Chernyshev ridge: geological structure and petroleum potential). St. Petersburg: Renome, 2017, 288 p.
3. Danilov V. N., Ivanov V. V., Gudel'man A. A., Zhuravlev A. V., Visheratina N. P., Ogdanec L. V., Utkina O. L. Perspektivy neftegazonosnosti central'noj chasti podnyatiya Chernysheva po rezul'tatam geologorazvedochnyh rabot na Adakskoj ploshchadi (Adak area — main results of organic matter and hydrocarbon fluids'study). Oil and gas geology, Theory and practice, 2011, V.6, No. 2. http://www.ngtp.ru/rub/4/21_2011.pdf
4. Zheludova M. S. Perspektivy neftegazonosnosti podnadvigovoj chasti razreza severnoj chasti Hosedayuskoj antiklinal'noj zony gryady Chernysheva (Perspectives of oil and gas potential of the thrust part of the section of the northern part of the Khosedayu anticline zone of the Chernyshev Ridge). Geology and mineral resources of the European Northeast of Russia, Materials of the XVII Geological Congress of the Komi Republic, Syktyvkar: Geoprint, 2019, V. 3, pp. 41—42.
5. Zhemchugova V. A., Maslova E. E. «Biogermnye postrojki» nizhnego devona vostochnogo borta Horejverskoj vpadiny (Lower Devonian «bioherm buildups» on the eastern edge of the Khoreyver depression). Geology of reefs: proceedings of the All-Russian Lithological Meeting dedicated to the 130th anniversary of the birth of Vera Alexandrovna Varsanofyeva, Syktyvkar: IG Komi SC UB RAS, 2020, pp. 51—53.
6. Kotik I. S., Dan'shchikova I. I., Kotik O. S., Valyaeva O. V., Mozhegova S. V., Sokolova L. V. Litologo-geohimicheskaya harakteristika silurijskih otlozhenij Tal'bejskogo bloka gryady Chernysheva (Lithological and geochemical characteristics of Silurian deposits in the Talbey block of the Chernyshev ridge). Vestnik of IG Komi SC UB RAS, 2016, No. 11, pp. 15—22.
7. Kuranov A. V. Nevostrebovannye neftegazovye obyekty Timano-Pechorskoj provincii, ih uglevodorodnyj potencial i perspektivy vovlecheniya v osvoenie (Unclaimed oil and gas objects in the Timan-Pechora petroleum province: potential and possibilities of involving in development). Ext. thesis of Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Ukhta: TP SRC, 2015, 261 p.
8. Kuranov A. V., Kutlinskij A. A., Zheludova M. S., Matveeva S. Yu., Zeger N. A. Rezultaty ocenki nachal'nyh summarnyh resursov uglevodorodnogo syr'ya Respubliki Komi (Results of evaluation of initial total hydrocarbon resources of the Komi Republic). Mining Journal, 2013, No. 7, pp. 57—61.
9. Martynov A. V. Emkostnoj potencial silurijsko-nizhnedevonskoj karbonatnoj formacii podnyatiya Chernysheva (The capacitive potential of the Silurian-Lower Devonian carbonate formation of the Chernyshev Ridge). Rassokhinsky readings: materials of the interregional seminar, Ukhta: USTU, 2010, pp. 98—103
10. Martynov A. V., Zharkov A. M., Nikolaeva A. M. Geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti yuzhnoj chasti gryady Chernysheva (Geological model and petroleum perspectives of the southern part of the Chernyshov ridge). Oil and gas geology. Theory and practice, 2021, V. 16, No. 1. http://www.ngtp.ru/rub/2021/2_2021.html DOI:10.17353/2070-5379/2_2021
11. Martynov A. V., Zharkov A. M., Nikolaeva A. M. Geologicheskoe stroenie i perspektivy neftegazonosnosti yuzhnoj chasti gryady Chernysheva (Assessment of the state of the hydrocarbon raw material base of the North-Western Federal District and the problems of its reproduction). Geology of oil and gas, 2020, No. 5, pp. 7—25. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-5-7-25
12. Prishchepa O. M., Bogackij V. I., Makarevich V. N., Chumakova O. V., Nikonov N. I., Kuranov A. V., Bogdanov M. M. Novye predstavleniya o tektonicheskom i neftegazogeologicheskom rajonirovanii Timano-Pechorskoj neftegazonosnoj provincii (The Timan-Pechora oil bearing province — new tectonical insight). Oil and gas geology, Theory and Practice, 2011, V.6, No. 4, pp. 1—34. http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf
13. Sobornov K. O., Danilov V. N. Stroenie i perspektivy neftegazonosnosti gryady Chernysheva (Timano-Pechorskij bassejn) (Structure and petroleum potential of the Chernyshev swell (Timan Pechora basin)). Geology of oil and gas, 2014, No. 5, pp. 11–18.
14. Sobornov K. O. Resursnyj potencial gryady Chernysheva (Timano-Pechorskij bassejn) v kontekste novyh dannyh o stroenii i produktivnosti solenosnyh nadvigovyh poyasov (Resource potential of the Chernyshev swell (the Timan-Pechora basin) in the context of the structure and petroleum habitat of the salt bearing thrust belts). Georesources, 2022, V. 24, No. 1, pp. 36—50.
15. Sobornov K. O., Korotkov I. P., Yakovlev D. V., Kulikov V. A., Kudryavcev K. Yu., Kolesnik V. F. Razdavlennye solyanye diapiry gryady Chernysheva (Timano-Pechorskij bassejn): kompleksnoe izuchenie i vliyanie na neftegazonosnyj potencial (Squeezed diapirs of the Chernyshev Swell (Timan-Pechora basin): integrated study and petroleum habitat). Geology of oil and gas, 2021, No. 1, pp. 73—88. DOI: 10.31087/0016-7894-2021-1-73-88.
16. Sotnikova A. G., Lukova S. A. Perspektivy neftegazonosnosti obyektov skladchato-nadvigovogo genezisa severnogo segmenta Predural'skogo kraevogo progiba (Objects of fold-and-thrust genesis: petroleum potential of Urals Foredeep northern segment). Geology of oil and gas, 2021, No. 1, pp. 89—102.
17. Teplov E. L., Kostygova P. K., Larionova Z. V., Beda Yu. I., Dovzhikova E. G., Kuranova T. I., Nikonov N. I., Petrenko E. L., Shabanova G. A. Prirodnye rezervuary neftegazonosnyh kompleksov Timano-Pechorskoj provincii (Natural reservoirs of oil and gas complexes of the Timan-Pechora province). St. Petersburg: Renome, 2011, 286 p.
18. Timonin N. I. Pechorskaya plita: istoriya geologicheskogo razvitiya v fanerozoe (Pechora plate: the history of geological development in the Phanerozoic). Yekaterinburg: Ural Branch of the Russian Academy of Sciences, 1998, 240 p.
19. Yudin V. V. Orogenez severa Urala i Paj-Hoya (Orogeny of the north of the Urals and Pay-Khoy). Yekaterinburg: Nauka, 1994, 284 p.
20. Yur'eva Z. P. Polozhenie zalezhej nefti v razrezah nizhnedevonskih otlozhenij (Timano-Pechorskaya provinciya) (Position of oil pools in the sections of the Lower Devonian deposits (Timan-Pechora province)). Geology of oil and gas, 2015, No. 3, pp. 3—13.
