Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Изученность геологическими, геофизическими и дистанционными методами 9
1.1. Изученность буровыми работами и геофизическими методами 9
1.2. Изучение неотектоники и дистанционные исследования с использованием космических снимков 13
Глава 2. Геологическое строение и нефтегазоносность 18
2.1. Структурно-формационная расчлененность осадочного чехла 18
2.2. Тектоника 23
2.3. Нефтегазоносность 29
Глава 3. Методика структурного дешифрирования космических снимков и ее использование в ландшафтных условиях района исследований 35
Глава 4. Неотектонический структурный план и его отражение в строении фундамента и осадочного чехла 48
Глава 5. Результаты структурного дешифрирования космических снимков и сопоставления с геолого-геофизическими данными 58
5.1. Отражение антиклинальных структур осадочного чехла на космических снимках 58
5.2. Прогнозирование локальных структур осадочного чехла 69
5.3. Интерпретация результатов дешифрирования локальных структур и геолого-геофизических данных 75
Глава 6. Оценка перспектив нефтегазоносности локальных структур, прогнозируемых по дистанционным данным 79
Заключение 89
Список литературы
- Изучение неотектоники и дистанционные исследования с использованием космических снимков
- Тектоника
- Неотектонический структурный план и его отражение в строении фундамента и осадочного чехла
- Прогнозирование локальных структур осадочного чехла
Изучение неотектоники и дистанционные исследования с использованием космических снимков
Вопросам новейшей тектоники и истории развития Тимано-Печорской провинции и отдельных ее тектонических элементов в неотектонический этап посвящены исследования Б.Л.Афанасьева (1961), П. Н. Сафронова (Сравнительная тектоника..., 1969), А. М. Берлянта (1969), А. А. Ференс-Сороцкого (1973), И.Н.Рыжова (1988), В.И.Алексеева, Л.П.Шилова (Тиманский кряж, 2010), В. Ф. Лысовой (2004 г.) и др. По результатам этих исследований составлены карты неотектонического районирования, мощностей плиоцен-плейстоценовых отложений и поверхности доплиоценовых отложений. Выделены области с различной направленностью и интенсивностью неотектонических движений. Показано соотношение новейших и палеозойских структур. Выделены области с унаследованным развитием различных тектонических элементов на новейшем этапе.
Помимо изучения новейшей тектоники региона в целом, ряд исследователей занимались вопросами проявления локальных структуроформирующих неотектонических движений. Г. Д. Удот (1971, 1979) предложил метод альтиметрических построений, позволяющий характеризовать выраженность локальных структур чехла в современном рельефе. Альтиметрический анализ на более чем 70 замкнутых антиклинальных структурах показал, что 53% из них отражаются в виде поднятий современного рельефа, имеющих сходную морфологию с глубинной деформацией в осадочном чехле.
В работе А. А. Ференс-Сороцкого, Г. Д. Удота (1973) приводятся сведения о выраженности локальных структур чехла в различных геолого-геоморфологических показателях: аномалий рисунка гидросети, глубине эрозионного вреза, деформации террасовых уровней и др. Исследования на более 260 структурах палеозойского чехла показали, что 85% из них характеризуются активностью на неотектоническом этапе развития. Новейшие поднятия антиклинальных структур увеличивали амплитуду ловушек, изменяя тем самым их нефтегазосборный объем. Прирост амплитуд за новейшее время на некоторых высокоактивных структурах в Тимано-Печорской провинции составил 21—50% (Ярегское, Возейское, Джебольское и др.) (Ференс-Сороцкий,1979).
А. А. Ференс-Сороцкий с соавторами (1972) и В. И. Алексеев (1977) приводят результаты анализа планового рисунка гидрографической сети, как возможного признака, отражающего направленность новейших движений, палеоструктуры и дизъюнктивные деформации. Подобные исследования, только с использованием космоснимков, были проведены Т. П. Кеворковой, Ф. А. Силоновым (1984).
В работах указанных выше специалистов определенное место занимают исследования влияния неотектоники на нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции.
Изучение специфики новейших движений и их соотношение с распределением зон нефтегазонакопления в Печорском бассейне позволили И. Н. Рыжову (1984; 1986) выявить ряд зависимостей: зоны нефтенакопления связаны с отрицательными и малоинтенсивными положительными неоструктурами; в таких областях большинство нефтяных залежей резко недонасыщенны газом; с положительными новейшими структурами связаны зоны нефтегазонакопления и частично газонакопления; зоны газонакопления приурочены к внутренним бортам новейших прогибов, унаследованных от впадин Предуральского краевого прогиба. Такие зависимости обусловлены дифференциацией и интенсивностью неотектонических движений, влияющих на трещиноватость пород, изменениями геостатического и гидростатического давлений. Аналогичные или близкие соотношения зон нефтегазоносности отмечаются в Западной Сибири, Прикаспийской впадине, Предкавказье (Горелов, 1970; Ласточкин, 1974).
А. А. Ференс-Сороцкий и Г. Д. Удот (1973; 1979) указывали на относительную «молодость» залежей нефти и газа в Тимано-Печорской провинции. Из всех известных структур чехла с залежами нефти и газа 77% являлись активными в неоген-четвертичное время и, следовательно, окончательное формирование залежей в ловушках произошло в новейшее время. Известные исследования в других нефтегазоносных провинциях (Волго-Уральской, Западно-Сибирской) подтверждают это заключение (Ласточкин, 1974; Нургалиев, 2009).
Дистанционные исследования с использованием аэрокосмических материалов для составления региональных космофотогеологических карт по Тимано-Печорской провинции масштаба 1:1000000 и 1:500000 были проведены сотрудниками ГНПП «Аэрогеология» (Артемов А. В., БашиловВ.И., Куприн В. Ф. и др., 1997 г.), Киевского отделения ИГиРГИ (Д.М.Данилевская, А. Я. Ходоровский, Н.Я.Борисова и др, 1985 г.), ГГП «Полярноуралгеология» (Л. П. Дьяченко и др., 1995 г.) и др. В результате этих работ составлены карты с выделением на них крупных структур, линеаментов и кольцевых объектов различного диаметра.
Результатам исследований по отражению разрывной тектоники Тимано-Печорской провинции на материалах космических съемок посвящены работы В. И. Башилова (1995), Д. М. Трофимова (1981), М. Г. Вахнина (2011), Юньфей Цай (2006) и др.
Детальное структурное дешифрирование аэрокосмических материалов и их комплексное сопоставление с геолого-геофизической информацией на различных площадях Тимано-Печорской провинции приведены в работах В.И.Алексеева, В. В. Ельникова и др. (1992 г.), М. С. Бондаревой (1987), С. А. Холодкова, А. И. Ямпольского, А. П. Сироклина и др. (1989 г.), Д.М.Данилевской (1991), Г. Ф. Бусела (1991), С. В. Муравского (1992), В. М. Перервы (1992) и др.
В. И. Алексеевым и др. (1988 г., 1989 г.) проведены опытно-методические работы по использованию дистанционных материалов при поисково-разведочных работах в южных областях Тимано-Печорской провинции и на ряде нефтяных месторождений. Составлены карты линеаментов и морфоструктур, подтверждена связь выявленных локальных объектов со структурными формами осадочного чехла, выполнен детальный анализ карт линеаментов для Усинского и Возейского месторождений.
В 1986—1988 гг. в пределах изучаемой площади на месторождениях нефти и газа от Западно-Изкосьгоринского до Нижнеомринского были проведены опытно-методические работы по проверке результатов структурного дешифрирования комплексными аэрогеофизическими методами (Холодков и др., 1989 г.). На составленных картах структурного анализа аэрокосмических материалов нашли отражение все известные локальные поднятия и разрывные нарушения.
Практическое использование детальных космо- и аэрофотоснимков на этапе эксплуатации месторождений приведены в работе Г. И. Амурского (1987) с соавторами на примере Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Установленные по данным дешифрирования зоны разрывных нарушений подтверждались геолого-промысловыми данными по следующим признакам: максимальной трещиноватости керна, поглощениями бурового раствора, появлениями пластовой воды и др. Авторы указывают, что знание и учет положения зон разрывных нарушений, являющихся участками повышенной флюидопроводимости, позволит предотвратить преждевременное обводнение залежи. В настоящее время на стадии эксплуатации месторождений используются данные радиолокационных съемок и интерферометрическая обработка снимков, которые позволяют выявлять современные подвижки амплитудой в первые десятки сантиметров и изучать блоковое строение резервуаров углеводородов (Берман, 2010, 2011).
Тектоника
Характерные морфологические особенности локальных структур Омра-Сойвинской ступени находятся в прямой зависимости от ее геологического строения. В сводовой части ступени расположены крупные структуры, разделенные между собой разрывными нарушениями: Нибельская, Верхнеомринская и Нижнеомринская. На склонах Омра-Сойвинской ступени выявлены небольшие по размерам антиклинальные складки брахиформной и куполовидной формы с различными ориентировками от субмеридиональной до субширотной. Кроме замкнутых форм крылья ступени осложнены серией террасовидных уступов и структурных НОСОВ.
Историко-геологический анализ локальных структур на исследуемой территории свидетельствует о сложном, импульсивном процессе структуроформирования с периодами прекращения роста, изменения формы и знака (Удот, 1979). Установлено, что основное время формирования локальных структур приходится на мезозойско-кайнозойский период. При этом подавляющая часть из них продолжала активно развиваться на неотектоническом этапе (Ференс-Сороцкий, Удот, 1973).
Анализ соотношения структурных планов свидетельствует об унаследованности антиклинальных поднятий осадочного чехла от строения складчатого фундамента. Например, на построенных структурных картах по результатам глубокого бурения на Нямедьской складке наблюдается явное отражение структуры по горизонтам осадочного чехла от поверхности фундамента (рис. 6). Схожая связь наблюдается также на Роздинской, Седьельской, Войвожской и других складках. На эту генетическую связь для структур Тимана и юго-восточного Притиманья указывали в своих работах А. Я. Креме (1947г., 1948), Н. Н. Тихонович, Г.Д. Удот (1979).
Сопоставление структурных планов Нямедьской антиклинали по поверхности фундамента (а) и отложениям нижнего франа (1а пласт) (б) (по: Демину, 1964 г. с изменениями автора) 1 - изогипсы (м), 2 - разломы, 3 - скважины. Таким образом, время основного формирования рассмотренных тектонических элементов и осложняющих их локальных структурных форм свидетельствует об их синхронном развитии преимущественно в мезозойско-кайнозойское время. При этом отмечается тесная генетическая связь деформаций осадочного чехла со строением фундамента.
Исследуемая территория расположена в пределах Ухта-Ижемского нефтегазоносного района (НГР) Тиманской нефтегазоносной области (НТО) на западе, Омра-Сойвинского и Джебольского НГР в составе Ижма-Печорской НГО на востоке (рис. 7).
Основная промышленная нефтегазоносность связана с терригенным среднедевонско-франским нефтегазоносным комплексом (НТК). Продуктивными горизонтами являются терригенные коллекторы, сложенные песчаниками эйфельского и живетского ярусов среднего девона и нижнефранского подъяруса верхнего девона (рис. 8). Покрышкой для
Карта нефтегазогеологического районирования (по: Тимано-Печорская провинция..., 2004 с изменениями автора). 1 - Тиманская НТО (1-1 - Ухта-Ижемский НГР); 2 - Ижма-Печорская НТО (2-1 -Джебольский НГР, 2-2 - Омра-Сойвинский НГР, 2-3 - Велью-Тэбукский НГР, 2-4 -Мичаю-Пашнинский НГР, 2-5 - Верхнелыжско-Лемьюский НГР, 2-6 - Тобышско-Нерицкий НГР); 3 - Северо-Предуральская НТО (3-1 - Курьинско-Патраковский НГР, 3-2 - Верхнепечорский НГР, 3-3 - Вуктыльский НГР, 3-4 - Среднепечорский НГР); 4-7 -месторождения: 4 - нефтяные, 5 - газовые, 6 - нефтегазовые и газонефтяные, 7 -газоконденсатные; 8 - контур района исследований. Месторождения
Продуктивность доманиково-турнейского НТК на исследуемой территории связана с песчаными коллекторами турнеиского яруса, где выявлены небольшие по запасам нефтяные и газовые залежи. В пределах Ухта-Ижемского НГР выделяются две зоны нефтегазонакопления. Залежи нефтегазовые и газовые с нефтяной оторочкой приурочены к Верхнеижемской зоне нефтегазонакопления. В нее входят Нямедьское, Кушкоджское, Леккемское, Северо-Седъельское, Седъельское, Роздинское газовые и Войвожское нефтегазовое месторождения. Месторождения приурочены к антиклинальным структурам, располагающимся цепочкой вдоль Восточно-Тиманского (Ижемского) разлома. Залежи здесь преимущественно пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные.
Западнее и южнее находится Изкосьгоринская зона преимущественно газонакопления. Она объединяет Западно-Изкосьгоринское, Чернореченское и Зеленецкое газовые месторождения. Ловушки здесь как стратиграфически экранированные, связанные с выклиниванием среднедевонских отложений на восточном крыле Ухта-Ижемского вала, так и сводовые, литологически экранированные, приуроченные к антиклинальным структурам.
В Омра-Сойвинском НГР в отложениях среднедевонско нижнефранского комплекса выявлены месторождения: Нибельское и Верхнеомринское нефтегазовые и Нижнеомринское газонефтяное. Залежи на Нибельской площади приурочены к брахиантиклинальной складке северо западного простирания, примыкающей с востока к Восточно-Тиманскому разлому. Восточное крыло структуры осложнено структурным выступом, в пределах которого располагается Верхнеомринское месторождение. Восточнее расположено Нижнеомринское сложнопостроенное месторождение, где залежи нефти и газа приурочены к группе локальных структур, структурных осложнений типа малоамплитудных куполов, структурных носов и террас (Креме и др., 1974).
Продуктивность разреза на рассмотренных месторождениях характеризуется широким стратиграфическим диапазоном и включает песчаные пласты эйфельского, живетского и раннефранского возраста (рис. 8). Пласты характеризуются сильной литологической изменчивостью,
что обеспечивает наличие многочисленных литологических экранов. Разрывными нарушениями, которые являются тектоническими экранами, залежи разбиты на блоки, Размыв ере дне девонских отложений обеспечил наличие стратиграфических экранов для песчаников живетского яруса. Таким образом, образование ловушек залежей Омра-Сойвинского НГР обусловлено структурными, литологическими и стратиграфическими факторами, что обеспечивает многочисленность и разнообразие залежей на месторождениях (Никонов и др., 1997 г.).
В Джебольском НГР залежи нефти и газа выявлены как в среднедевонско-франском, так и в доманиково-турнейском НТК.
В среднедевонско-франском терригенном комплексе газовые залежи установлены на Джебольском и Прилукском месторождениях, а нефти - на Троицко-Печорском. Залежи приурочены к малоамплитудным структурам и структурным носам и являются пластовыми литологически экранированными (Тимано-Печорскаяпровинция..., 2004).
Продуктивность доманиково-турнейского НТК связана с терригенными коллекторами турнейского яруса. В пределах комплекса выявлены залежи газа на Джебольском и Прилукском и нефти на Покчинском, Диньельском, Северо-Мылвинском и Ягтыдинском месторождениях. Коллекторские свойства песчаников низкие с пористостью менее 10% и проницаемостью до 80—90 мД (Креме и др., 1974).
Неотектонический структурный план и его отражение в строении фундамента и осадочного чехла
Начало использования космических снимков в нефтегазовой геологии относится к концу 70-х — началу 80-х годов, когда появились снимки с разрешением в первые сотни метров, позволяющие распознавать крупные геологические объекты: складчатые системы, крупные впадины и региональные разломы. Практическое применение космоснимков на поисковом этапе геологоразведочных работ на нефть и газ началось с середины 80-х годов. Они использовались в основном для решения структурно-тектонических задач, в первую очередь при прогнозировании локальных структур осадочного чехла
Методические основы и разнообразие методов дешифрирования материалов космических съемок при геологических исследованиях достаточно полно изложены в работах Д. М. Трофимова, Л. П. Полкановой (1988), Д.М.Трофимова (2010), А.А.Аксенова и др. (Дистанционные исследования..., 1988) и методических рекомендациях (Использование материалов..., 1989; Методические рекомендации..., 1987). Накопленный опыт использования материалов дистанционного зондирования и результаты исследований в различных областях России, стран СНГ, Европы, Ирака, Ирана, Африки, США представлены в многочисленных работах сотрудников «Аэрогеология», ВНИГНИ, «Газпром ВНИИГA3», ИГиРГИ, ПечорНИПИнефть и зарубежных специалистов (Berger, 1994; Halbouty, 1976, 1980; Mentes, 2009; Репа, Abdelsalam, 2006; Saadi, 2011; Walker, 2006; Zeinalov, 2000).
На первых этапах методика дешифрирования космических снимков была унаследована с периода применения аэроснимков при геологосъемочных и в меньшей степени нефтегазопоисковых работах. В основе методики дешифрирования аэро- и космоснимков лежит представление о наличии взаимосвязей между различными геологическими явлениями и процессами, а также особенностями проявления этих взаимосвязей в ландшафтной оболочке и, соответственно, на аэрокосмоснимках (Трофимов, Полканова, 1988).
В практической работе геологов получили развитие несколько методов дешифрирования: 1) контрастно-аналоговый, 2) ландшафтно-индикационный (геоиндикационный), 3) структурный.
Основой контрастно-аналогового метода дешифрирования является положение о том, что одинаковым фототоном и идентичным рисунком изображения могут обладать близкие по вещественному составу образования. Этот метод использовался в основном в процессе дешифрирования средне- и мелкомасштабных космоснимков (Дистанционные исследования..., 1988). Основную роль играет анализ дешифровочных признаков геологических объектов, которые разделяются на прямые и косвенные. К прямым признакам относятся фиксируемые на аэрокосмоснимках геологически открытых районов морфологические особенности пликативных структур, разрывные нарушения со смещением слоев, пласты горных пород. В качестве косвенных рассматриваются геоморфологические и почвенно-растительные признаки структурных элементов: прямолинейные формы речных долин, резкая линейная смена растительных сообществ, радиальное строение гидросети, одиночные овалообразные формы рельефа и др.
При таком методе дешифрирования важно учитывать изменяющиеся характеристики ландшафта в зависимости от уровня генерализации, сезонных, временных и технических условий съемки.
Ландшафтно-индикационное (геоиндикационное) дешифрирование предполагает анализ взаимосвязей между компонентами ландшафта и природно-территориальными комплексами разного ранга и их использование в качестве индикаторов геологических объектов. При выделении структурных форм осадочного чехла методом геоиндикационного дешифрирования используется комплекс частных ландшафтных индикаторов, набор которых тесно связан с ландшафтно-климатическими и геологическими условиями и, соответственно, является изменчивым (аридные и гумидные области). Кроме того, количество ландшафтных индикаторов часто достигает нескольких десятков, а легенды карт становятся громоздкими и перегруженными. Все эти особенности ландшафтно-индикационных исследований осложняют процесс дешифрирования, акцентируя внимание не столько на работе с космоснимками, сколько на анализе ландшафта (Трофимов, Полканова, 1988).
Специализированное структурное дешифрирование, направленное на решение структурно-тектонических задач нефтегазовой геологии, было предложено сотрудниками ВНИГНИ (Трофимов, Полканова, 1988). Его основная особенность заключается в выделении структурно-индицирующих показателей разнопорядковых структурных форм фундамента и осадочного чехла, а их конкретная ландшафтная принадлежность является не столь важной. В наших исследованиях мы использовали данный методический подход в работе с космическими снимками, поэтому рассмотрим его более подробно.
Методика структурного дешифрирования В основу дешифрирования материалов космических съемок был положен структурный анализ, выполненный в соответствии с методическими рекомендациями, разработанными во ВНИГНИ, которые в дальнейшем были дополнены и усовершенствованы сотрудниками сервисной компании «Ресенойл» (Методическиерекомендации..., 1987; 2011).
Методика структурного дешифрирования была апробирована в различных нефтегазоносных провинциях России и эффективно использовалась при поисках и разведке месторождений нефти и газа в комплексе с геолого-геофизическими и геохимическими работами. Оценка результатов космоструктурных исследований в основных нефтегазоносных провинциях России показала, что метод структурного дешифрирования является универсальным для различных в геолого-ландшафтном отношении регионов. Об этом свидетельствуют относительно высокие показатели подтверждаемости сейсморазведкой локальных объектов, спрогнозированных по космическим данным (Трофимов, 2009). Например, сходимость спрогнозированных структур с результатами сейсморазведочных работ (за период 1987—2007 гг.) для Тимано-Печорской НГП (Хорейверская впадина) составляет 65%, а для Западно-Сибирской НГП (Салымский свод) — 92%.
В основе методики структурного дешифрирования лежит установление по аэрокосмическим материалам дешифровочных и ландшафтных признаков дистанционных образов пликативных и дизъюнктивных элементов осадочного чехла. Дистанционные образы проявляются на аэрокосмических материалах различными по форме сочетаниями дискретных дешифровочных (ландшафтных) признаков, объединяемых структурно-индицирующими показателями. К таким показателям относятся морфографический, морфометрический, гипсометрический и спектрометрический, отражающие на земной поверхности морфологию и пространственное положение структурных форм.
Морфографический показатель является наиболее информативным, так как отражает размеры и плановые очертания структур. Его выделение на аэрокосмических материалах сводится к трассированию криво- и прямолинейных элементов ландшафта, очерчивающих плановую конфигурацию пликативных структур осадочного чехла (рис. 9).
Морфометрический показатель отражает степень расчлененности или мозаичность ландшафта и весьма изменчив, так как зависит от гипсометрии, литологии и трещиноватости геологического субстрата (рис. 9).
Спектрометрический показатель носит площадной характер и отражает тональные или спектральные неоднородности ландшафта, отвечающие в общих чертах морфологии прогнозируемых объектов (рис. 10). Он является неустойчивым и имеет подчиненное значение в связи с сильной изменчивостью.
Прогнозирование локальных структур осадочного чехла
Основными коллекторскими толщами для аккумуляции генерируемых УВ являются регионально или зонально выдержанные песчаные пласты среднедевонско-франского терригенного НГК.
Отложения среднего девона и заключенные в них пласты-коллекторы широко развиты в Омра-Лыжской седловине и выклиниваются на восточном склоне Ухта-Ижемского вала (рис. 32А). В эйфельском ярусе промышленные залежи нефти и газа связаны с песчаными коллекторами койвенского (пласт III), бийского (пласт Пб) и омринского (пласт Па) горизонтов (рис. 8). Песчаники койвенского горизонта являются наиболее выдержанными в региональном плане. Мощность пласта изменяется от 0 до 30 м, средняя пористость составляет 20%, проницаемость 500—1000 миллидарси (мД) (Креме и др., 1974). Коллекторы высокой и средней емкости имеют
Положение прогнозируемых структур относительно зон распространения коллекторов в среднедевонских (А) и нижнефранских (Б) отложениях (составлено автором с использованием данных 3. В. Ларионовой (Природные резервуары..., 1993)). А. 1-3 - зона распространения коллекторскнх толщ: 1 - высокой и средней емкости в койвенских, кедровских и нижнеколвинских отложениях, 2 - средней и низкой емкости в койвенских и нижнеколвинских отложениях, 3 - низкой емкости в кедровских, омринских и колвинских отложениях; 4 - граница выклинивания живетских отложений.
Б. 1-3 - зона распространения коллекторскнх толщ: 1 - высокоемких в верхнеджьерских и тиманских отложениях, 2 - высокой и средней емкости в джьерских отложениях, 3 - низкоемких в джьерских и тиманских отложениях; 4 - зона отсутствия коллекторов; 5 - граница выклинивания джьерских отложений. распространение на большей части исследуемой территории. Их емкостные свойства закономерно ухудшаются в восточном и юго-восточном направлениях вследствие менее благоприятных условий седиментации и усиления катагенетического уплотнения пород (Природные резервуары..., 1993). Песчаные толщи живетского яруса распространены на северо-востоке (рис. 32А). Здесь песчаники имеют высокие емкостно-фильтрационные показатели: открытая пористость 22—26%, проницаемость достигает 317x10 " м . Коллекторские свойства также ухудшаются к востоку.
В нижнефранских отложениях зона распространения коллекторов высокой и средней емкости охватывает практически всю исследуемую территорию (рис. 32Б). Базальные песчаники яранского горизонта (пласт 1в) являются наиболее выдержанными по площади. Коллекторские свойства песчаников хорошие. Средние значения пористости составляют 15—20%, проницаемость до 1000 мД. Продуктивные толщи джъерского горизонта (пласт 1а, 16) имеют сложное строение. Для них характерна сильная изменчивость песчанистости разрезов и невыдержанность по площади пластов-коллекторов (Природные резервуары..., 1993). Зона высокоемких коллекторов охватывает практически всю исследуемую территорию. Среднее значение пористости песчаников составляет 20—22%, проницаемость 1000— 1200 мД. В тиманском горизонте песчано-алевритовые пласты-коллекторы имеют невыдержанное простирание, местами быстро замещаются плотными глинистыми породами. Зона распространения высокоемких коллекторов приурочена к Ухта-Ижемскому валу.
Несмотря на невыдержанность песчаных толщ и меньшую продуктивность, коллекторы тиманского и джъерского горизонтов в зонах отсутствия среднего девона (западное крыло Ухта-Ижемского вала) являются перспективными поисковыми объектами (Природные резервуары..., 2011).
Покрышкой для залежей углеводородов в среднедевонско-франском НТК служит регионально развитая, преимущественно глинистая тиманско-саргаевская толща. Относительно большие мощности (50—100 м), невысокое содержание проницаемых прослоев и пониженная способность к трещинообразованию глинистой покрышки создают благоприятные условия для аккумуляции и сохранности залежей УВ (Научные основы..., 1987). Кроме того, внутри комплекса зональными покрышками являются глинисто-карбонатные толщи бийского, омринского и средней части колвинского горизонтов.
В доманиково-турнейском комплексе коллекторы связываются с рифогенными образованиями и облекающими их толщами, а также с терригенными породами турнейских отложений нижнего карбона.
Для доманиково-фаменской части разреза в целом характерно отсутствие надежной региональной покрышки, что является неблагоприятным фактором для сохранения и удержания залежей УВ. Кроме того, негативное воздействие на консервацию залежей оказывали интенсивные структурные перестройки и сопутствующие глубокие размывы в ранневизейское и раннепермское время, что приводило к раскрытое и дегазации отложений (Научные основы..., 1987).
Продуктивные горизонты и связанные с ними залежи УВ в рассматриваемом комплексе на исследуемой территории приурочены к турнейским терригенным отложениям. Породы турнейского яруса имеют преимущественное развитие в Джебольской моноклинали и, частично, на востоке Омра-Сойвинской ступени (рис. 32Б). Терригенные резервуары связаны с толщами заполнения песчано-глинистого состава, накапливающимися в прибрежно-морских условиях (Природные резервуары..., 2011). Прослои песчаников невыдержанны по простиранию и замещаются более плотными глинистыми породами. Коллекторские свойства песчаников низкие. Пористость, в основном, менее 10%, а проницаемость редко достигает 20 мД (Креме и др., 1974). Практически все залежи в турнейских терригенных отложениях связаны со структурными, литологически и стратиграфически экранированными ловушками. Таким образом, рассмотренные выше факторы свидетельствуют, что есть все необходимые условия для положительной оценки перспектив нефтегазоносности прогнозируемых локальных структур.
Перспективными являются структуры, расположенные на восточном склоне Ухта-Ижемского вала и прилегающих с востока территорий Омра-Лыжской седловины (Омра-Сойвинская и Джебольская ступени). Благоприятные условия для прогнозируемых здесь структур обусловлены: развитием НГМП в отложениях от силура до нижнего карбона, катагенетической преобразованностью ОВ осадочных толщ до стадии MKi-МК2, широким стратиграфическим диапазоном развития коллекторских толщ в девонских отложениях, которые способствовали миграции УВ как из местных очагов, так и дальней латеральной миграции из Джебольского и Ижма-Печорского очага под надежной глинистой покрышкой тиманско-саргаевского возраста.
Меньшей перспективностью характеризуются структуры на западном крыле Ухта-Ижемского вала в связи с отсутствием силурийских и среднедевонских НГМП, нахождением НГМП в зоне протокатагенеза и начальных стадиях мезокатагенеза (МК ), отсутствием основных коллекторских толщ среднего девона, яранского и джьерского горизонтов верхнего девона. В качестве единственного коллектора служат песчаные пласты тиманского горизонта (Котик, Анищенко, 2013 а).
В результате проведенных исследований, на основе комплексного анализа результатов дешифрирования космоснимков, геологических, геофизических и геохимических данных построена карта прогнозных поисковых объектов (рис. 32). С учетом их расположения на площадях, не изученных сейсморазведкой, предложено размещение поисковой сети профилей.