Comprehensive approach to the assessment of hydrocarbon-bearing prospects of the Chernysheva Ridge

Гряда Чернышева является одной из ключевых структур северо-востока Тимано-Печорской провинции, где уже получены промышленные притоки углеводородов (Адакская, Воргамусюрская площади) (рис. 1)

Фрагмент карты нефтегазогеологического и тектонического районирования Тимано-Печорской провинции

материалы ООО «ТП НИЦ»

DOI:10.60797/IRJ.2026.166.34.1

Однако высокая степень дислоцированности, интенсивная тектоническая переработка и неоднозначность интерпретации геологических данных существенно затрудняют прогнозирование нефтегазоносности традиционными методами. Традиционные подходы, основанные на упрощённых представлениях о складчато-блоковом строении, не позволяют в полной мере учесть сложный характер деформаций, включая послойные срывы по верхнеордовикским соленосным отложениям и раннекиммерийскую активизацию разломов

[3]

,

[5]

.

Актуальность работы обусловлена необходимостью:

1) разработки более точной и комплексной геологической модели гряды, учитывающей эволюцию представлений о её строении, результаты современных геофизических исследований и особенности глубинного строения

2) применения новых методических подходов, в частности геоплотностного моделирования, для детализации геологического разреза и прогнозирования распространения коллекторов и экранирующих пород;

3) повышения эффективности поисково-разведочных работ в регионе за счёт более обоснованного выбора объектов для бурения и снижения геологических рисков.

Цель исследования — разработка комплексного подхода к оценке перспектив нефтегазоносности гряды Чернышева на основе интеграции геолого-геофизических данных (сейсмика МОГТ, бурение, гравиразведка, геохимия) для повышения достоверности прогноза и выделения новых перспективных зон.

В соответствии с поставленной целью решались следующие задачи:

1) анализ и обобщение существующих представлений о строении гряды Чернышева и эволюции геологических моделей

2) оценка роли рифтогенных процессов и надвиговой тектоники в формировании структуры

3) применение геоплотностного моделирования для выявления аномальных зон, связанных с рифогенными постройками и тектоническими нарушениями;

4) определение возможных источников углеводородов (собственная генерация, латеральная миграция из Косью-Роговской впадины);

5) выделение перспективных зон для постановки дальнейших геологоразведочных работ.

В работе использован комплексный подход, включающий:

1. Переинтерпретацию сейсмических данных МОГТ с акцентом на уточнение глубинного строения фундамента. Особое внимание уделено корректному учёту триасовых отложений. В качестве основы привлечена альтернативная модель глубинного строения, построенная в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта

Временной разрез через гряду Чернышева

профиль 20993-02; интерпретация Мараковой И.А.

DOI:10.60797/IRJ.2026.166.34.2

2. Геодинамическое моделирование — анализ последовательности тектонических событий (рифтогенез, инверсия, надвигообразование, раннекиммерийская активизация) с оценкой их влияния на формирование и трансформацию ловушек, путей миграции и коллекторских свойств

3. Геоплотностное моделирование — построение плотностных разрезов и карт по данным гравиразведки с целью выделения аномалий, соответствующих рифогенным массивам, зонам трещиноватости и тектоническим блокам. Использованы современные методы обработки гравитационных полей.

4. Геохимическое моделирование — анализ содержания органического углерода (Сорг) в породах, определение термической зрелости органического вещества, реконструкция процессов генерации, эмиграции и аккумуляции углеводородов на основе данных пиролиза Rock-Eval и петрографических исследований.

Отличительной особенностью предлагаемого подхода является интеграция разнородных данных с учётом сложного тектонического строения, что позволяет выйти за рамки традиционных представлений о складчато-блоковом строении гряды и учесть роль послойных срывов по верхнеордовикским соленосным отложениям и раннекиммерийской активизации в перераспределении залежей

Проведённый анализ позволил предложить следующую последовательность тектонических событий (рис. 3).

Схематическая модель тектонической эволюции гряды Чернышева

составлена Мараковой И.А. с использованием ист. [2] и результатов интерпретации сейсмических данных

DOI:10.60797/IRJ.2026.166.34.3

1. Рифтогенез и формирование флексуры. В фундаменте гряды заложена зона глубинного разлома. В период позднеордовикского рифтогенеза эта зона трансформировалась во флексуру. Именно этот тектонический фактор привёл к образованию соленосного бассейна к востоку от флексуры, в то время как к западу накапливались карбонатно-сульфатные отложения. Увеличенная мощность нижнепалеозойских отложений (до 2,5–3 км против 1,5 км в смежных зонах) и приуроченность к разломам проявлений магматизма свидетельствуют о значительной роли рифтогенеза

[3]

,

[5]

.

2. Инверсия и орогенез (герцинский этап). Под действием тангенциального сжатия произошёл срыв осадочного чехла по верхнеордовикской некомпетентной толще солей, а также по второй некомпетентной толще нижнего карбона. Это привело к формированию надвиговой структуры (рис. 2)

3. Раннекиммерийская активизация. В раннемезозойское время возобновились движения по разломам, что способствовало перераспределению ранее аккумулированных залежей, активизации миграции углеводородов и формированию новых структурных ловушек

Раннекиммерийская активизация позволяет пересмотреть перспективы нефтегазоносности гряды Чернышева с новой точки зрения. В отличие от традиционных представлений, связывающих формирование ловушек исключительно с герцинским этапом

Построенные ранее плотностные разрезы (рис. 4) позволили выявить аномальные зоны с повышенной плотностью (до 2,74–2,78 г/см³).

Геоплотностная модель по линии II-II`

12-РС; материалы ФГБОУ ВО «УГТУ»

DOI:10.60797/IRJ.2026.166.34.4

Зоны интерпретируются как рифогенные постройки доманиково-турнейского возраста. Такие аномалии зафиксированы:

· в районе Тальбейского блока (до 2,8 г/см³)

· в пределах Нововоргамусюрской структуры (до 2,74 г/см³);

· в зонах Воргамусюрских и Прилемвинских дислокаций.

Кроме того, выделены зоны пониженной плотности, связанные с тектоническими нарушениями и зонами трещиноватости, которые могут служить путями миграции углеводородов. Сопоставление плотностных аномалий с сейсмическими разрезами подтверждает их приуроченность к структурам, выделенным по сейсмическим данным (рис. 2).

Для определения степени преобразования органического вещества и выявления перспективных зон генерации углеводородов в пределах Воргамусюрской структурной зоны были проанализированы результаты люминесцентно-битуминологических исследований по скважине 1-Воргамусюрская

1. Верхний девон (D, dz+up). Интервал 710–714 м, образцы 6–9. Сорг снижается до 0,02%, отношение ХБ/СББ = 0,4. Такие значения указывают на высокую степень преобразования органического вещества, характерную для стадий МК₃–АК (поздняя нефтегазогенерация — зона газогенерации).

2. Фаменский ярус (D, f). Интервал 950–954 м, образцы 10–11. Параметры аналогичны верхнедевонским: Сорг = 0,02%, ХБ/СББ = 0,4. Стадия МК₃–АК.

3. Живетский ярус (D, im). Интервалы 1212–1217 м (образцы 12–15) и 1306–1313 м (образец 16). В верхней части живетского яруса Сорг = 0,04%, ХБ/СББ = 0,6. В более погружённом интервале (1306–1313 м) отмечены повышенные значения Сорг (0,11%) и отношение ХБ/СББ = 0,9. На этом основании породы отнесены к стадиям МК₂–МК₃ (главная и поздняя зоны нефтеобразования).

4.Силур (S, zf, S, gi). Интервалы 1471–1473 м (S, zf) и 1545–2099 м (S, gi). В образце 19 (S, zf) Сорг = 0,25%, ХБ/СББ = 0,8. В силурийских отложениях на глубинах 1545–2099 м (образцы 20–39) Сорг колеблется от 0,01 до 0,04%, отношение ХБ/СББ составляет 0,7–1,5. По мере увеличения глубины (ниже 2000 м) значения Сорг снижаются до 0,02–0,04%, а отношение ХБ/СББ достигает 1,5, что соответствует стадиям МК₂–МК₃.

5.Ордовик (O₃sI, O₃mI). Интервалы 2620–2627 м (образцы 55–57) и 2729–2835 м (образцы 58–63). В верхней части ордовика Сорг = 0,015–0,020%, ХБ/СББ = 0,8–1,0. В отложениях O₃mI Сорг составляет 0,020–0,036%, отношение ХБ/СББ достигает 1,6. В одном из образцов (58) зафиксировано аномально высокое содержание Сорг (0,21%), что может указывать на локальный очаг генерации. В целом породы ордовика характеризуются высокими степенями преобразования и относятся к стадиям МК₃–АК (газогенерационная зона).

Таким образом, проведённый анализ позволяет заключить, что в пределах Воргамусюрской структурной зоны основные очаги генерации углеводородов связаны с силурийско-нижнедевонскими и доманиковыми отложениями, вступившими в главную фазу нефтеобразования. Глубокопогружённые ордовикские толщи находятся в зоне газогенерации, что необходимо учитывать при оценке перспектив нефтегазоносности и построении геологических моделей.

На основе геохимических данных на рис. 5 выделены возможные очаги генерации углеводородов.

Схема распределения стадий катагенеза органического вещества в палеозойских отложениях Воргамусюрской структурной зоны:

А - верхний девон (D3); Б - живетский ярус (D2zh); В - силур (S); Г - ордовик (O)

по данным скв. 1-Воргамусюрская; составила Маракова И.А., топографическая основа ООО «ТП НИЦ»

DOI:10.60797/IRJ.2026.166.34.5

Обращает на себя внимание тот факт, что верхнедевонские отложения, залегающие на глубинах 700–950 м, характеризуются такой же высокой степенью катагенеза (МК₃–АК), что и ордовикские толщи (2600–2800 м). Это объясняется, вероятно, тем, что верхнедевонские породы в составе аллохтонных пластин в период герцинской инверсии и раннекиммерийской активизации подвергались дополнительному тектоническому «догружению» и испытывали повышенный тепловой поток, обусловленный активизацией разломов. Таким образом, современная глубина залегания не всегда является прямым индикатором степени преобразования органического вещества, что необходимо учитывать при прогнозировании нефтегазоносности в сложнопостроенных зонах.

Установлено, что важную роль играет латеральная миграция углеводородов из Косью-Роговской впадины, что подтверждается геохимическими корреляциями и структурным положением гряды

Хотя детальные исследования катагенеза органического вещества проведены по материалам скважины 1-Воргамусюрская, расположенной в пределах Варгамусюрской складки, результаты могут быть экстраполированы на более крупные структурные элементы Воргамусюрской зоны, включая автохтонную часть Хоседаюского вала, верхнеаллохтонные толщи доманиково-турнейского комплекса, а также глубокопогружённые участки того же комплекса в Тальбейском блоке. Единая тектоническая история этих объектов, обусловленная герцинской инверсией и раннекиммерийской активизацией, позволяет предполагать сходные стадийные преобразования органического вещества в сходных стратиграфических интервалах. Таким образом, полученные закономерности могут быть использованы при оценке нефтегазоносности не только изученной структуры, но и сопряжённых зон гряды Чернышева

На основе комплексной интерпретации выделены следующие наиболее перспективные объекты:

1. Автохтонная часть Хоседаюского вала — достижимые глубины, значительные размеры по площади и амплитуде делают его высокоперспективным по отложениям верхнего и нижнего девона, а также силура. Здесь прогнозируются кавернозные и трещинные коллектора гипергенного и тектонофизического происхождения.

2. Воргамусюрская складка — крупная высокоамплитудная приразломная структура на стыке гряды Чернышева и Косью-Роговской впадины, перспективная для открытия значительных залежей газа. Складка отчётливо выделяется на сейсмических разрезах.

3. Верхние аллохтонные части доманиково-турнейского комплекса — здесь предполагаются нефтяные залежи, подобные Хоседаю-Неруюскому месторождению.

4. Более погруженные автохтонные части того же комплекса — возможны газовые и газоконденсатные залежи.

5. Тальбейский блок — характеризуется мощным палеозойским разрезом (8–9 км) и наличием тектонических нарушений, служащих путями миграции. Плотностные аномалии в этом блоке достигают 2,8 г/см³.

6. Рифогенные постройки доманиково-турнейского возраста — расположены вдоль предполагаемых путей миграции из Косью-Роговской впадины и образуют перспективные ловушки. Картирование построек по гравитационным данным позволило уточнить их пространственное положение (рис. 2,4).

7. Зоны развития доманиковых отложений — участки, где распространены доманиковые толщи, представляют интерес с точки зрения собственной генерации и аккумуляции углеводородов.

Полученные результаты позволяют по-новому взглянуть на тектоническую эволюцию гряды Чернышева и связанный с ней углеводородный потенциал.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Уточнена тектоническая модель гряды — впервые обоснована определяющая роль рифтогенных процессов в заложении структуры, показана неоднородность надвиговых деформаций и выделены зоны послойного срыва по двум уровням (верхний ордовик — нижний карбон).

2. Предложен комплексный методический подход, включающий переинтерпретацию сейсмических данных с учётом низкоскоростных зон триаса, геодинамическое и геоплотностное моделирование, что позволило детализировать строение глубинных горизонтов и выделить новые объекты.

3. Впервые для данного региона применено геоплотностное моделирование для картирования рифогенных построек доманиково-турнейского возраста, что подтверждено сейсмическими данными и результатами бурения.

4. Выявлены новые перспективные зоны, в том числе в автохтонной части Хоседаюского вала и в Тальбейском блоке, ранее не рассматривавшиеся в качестве приоритетных.

Практическая значимость работы определяется возможностью использования разработанного подхода для:

· повышения достоверности прогноза нефтегазоносности в сложнопостроенных зонах;

· снижения геологических рисков при планировании поисково-разведочных работ;

· обоснования заложения новых скважин на ранее не рассматривавшихся объектах.

Предложенная модель позволяет также пересмотреть перспективы уже открытых залежей с учётом возможного перераспределения углеводородов в результате раннекиммерийской активизации.

1. На основе комплексного анализа геолого-геофизических данных предложена уточнённая тектоническая модель гряды Чернышева, в которой определяющая роль отводится рифтогенным процессам, а надвигообразование рассматривается как локальный, не повсеместный процесс.

2. Применение геоплотностного моделирования позволило выявить новые аномальные зоны, интерпретируемые как рифогенные постройки, и уточнить структурно-тектоническую позицию перспективных объектов.

3. Установлены основные источники генерации углеводородов (верхнеордовикские, доманиковые, силурийско-нижнедевонские толщи) и подтверждена роль латеральной миграции из Косью-Роговской впадины.

4. Выделены семь наиболее перспективных зон для постановки поисково-разведочных работ, включая автохтонную часть Хоседаюского вала, Воргамусюрскую складку, Тальбейский блок и рифогенные постройки.

5. Впервые показано, что раннекиммерийская активизация играет ключевую роль в перераспределении углеводородов и формировании новых ловушек в автохтонной части разреза, что позволяет пересмотреть перспективы нефтегазоносности гряды Чернышева и обосновать новые направления геологоразведочных работ.

6. Разработанный комплексный подход может быть рекомендован для оценки нефтегазоносности других сложнопостроенных регионов Тимано-Печорской провинции.