1. Введение

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

[2][4]

[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][4]

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][3][4]

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

[3][5]

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.

2. Методы и принципы исследования

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 [2], которая дала возможность усилить ранее высказанные представления [1], [3], [7], [9] и структурно-тектоническую позицию основных комплексов и скорректировать привязку отражающих горизонтов. Результаты интерпретации одного из временных разрезов представлены на рис. 2, где показаны выделенные тектоническими элементами [10].

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], [5], [7]. На основе геологических данных и опубликованных материалов построена схематическая модель эволюции гряды, представленная на рис. 3.

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 [5], [7].

3. Основные результаты

Проведённый анализ позволил предложить следующую последовательность тектонических событий (рис. 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], [5], [7], [9]. Однако элементы «вдвиговой» тектоники (с падением плоскостей надвигов на запад) проявляются не повсеместно, а главным образом в зоне Лемвинского поперечного опускания. В пределах северного блока гряды и Яньюского блока такие элементы отсутствуют, что указывает на неоднородный характер деформаций.

3. Раннекиммерийская активизация. В раннемезозойское время возобновились движения по разломам, что способствовало перераспределению ранее аккумулированных залежей, активизации миграции углеводородов и формированию новых структурных ловушек [1], [5]. Согласно сейсмическим данным (рис. 2), в отложениях фиксируются зоны разрежения, связанные с активизацией глубинных разломов.

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

[2][3][1][7]

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

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

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

· 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 [2]. В основу интерпретации положены показатели содержания органического углерода (Сорг), хлороформенных битумоидов (ХБ), спиртобензольных битумоидов (СББ) и отношение ХБ/СББ, характеризующее степень зрелости органического вещества:

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.

Установлено, что важную роль играет латеральная миграция углеводородов из Косью-Роговской впадины, что подтверждается геохимическими корреляциями и структурным положением гряды [2], [4]. Тектонические нарушения, выделенные по сейсмическим и плотностным данным, служат каналами для подтока углеводородов из впадины в структуры 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

—

2. Воргамусюрская складка

—

3. Верхние аллохтонные части доманиково-турнейского комплекса

—

4. Более погруженные автохтонные части того же комплекса

—

5. Тальбейский блок

—

6. Рифогенные постройки доманиково-турнейского возраста

—

7. Зоны развития доманиковых отложений

—

4. Обсуждение

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.

5. Заключение

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.

The additional file for this article can be found as follows: