По схеме нефтегазогеологического районирования в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выделяется Варандей-Адзьвинская нефтегазоносная область, соответствующая тектоническому элементу первого порядка – Варандей-Адзьвинской структурной зоне *. По состоянию на 1.01.91 г. в пределах НГО открыто 20 нефтяных месторождений, по которым суммарные запасы нефти категории С₁+С₂ составляют 22 % от текущих запасов этих же категорий по провинции.

Основными объектами геологического изучения, обеспечивающими дальнейший прирост запасов нефти, являются три нефтегазоносных комплекса: верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный, содержащий 26,4 % от суммы перспективных и прогнозных ресурсов нефти по НГО в целом и 35,4 % от суммы ресурсов категории С₃+Д по комплексу провинции; доманиково-турнейский карбонатный, содержащий соответственно 20,6 и 17,4 %; верхневизейско-нижнепермский содержит 15,2 % от суммы ресурсов категории С₃+Д по области и 10,6 % от суммы ресурсов категории С₃+Д по комплексу.

По верхнеордовикско-нижнедевонскому комплексу получено почти 73 % суммарного прироста запасов нефти за последние пять лет. Достаточно существенными потенциальными возможностями по приросту запасов обладает также верхневизейско-нижнепермский карбонатный комплекс.

В целом разведанность начальных суммарных ресурсов нефти в области на 1.01.91 г. составляет 37 %. Вследствие этого перспективы развития геологоразведочных работ с целью дальнейшего прироста запасов нефти имеют достаточно надежную обоснованность.

В пределах НГО выделены два нефтегазоносных района: Сорокинский и Верхнеадзьвинский. Месторождения УВ по генетической и морфологической общности признаков объединяются в зоны нефтегазонакопления. В связи с тем, что в пределах районов выявлены и прогнозируются исключительно нефтяные месторождения, данный элемент нефтегазогеологического районирования будет представлять собой зоны нефтенакопления. Ведущий признак выделения таких зон – принадлежность их к одному и тому же геоструктурному элементу более высокого по отношению к ним ранга, предопределяющая общую группу ловушек, наличие в разрезе одних и тех же природных резервуаров, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное от зоны к зоне изменение фазового состава и физико-химических свойств УВ.

В пределах крайней западной части области выделены Южно-Сорокинская и Северо-Сорокинская зоны, различающиеся между собой диапазоном нефтеносности и масштабами концентрации ресурсов. Южно-Сорокинская с плотностью перспективных и прогнозных ресурсов нефти 99 тыс. т/км² приурочена к южной части сложно-построенного тектонического элемента второго порядка (вала Сорокина) и по критериям контроля нефтеносности отнесена к структурной группе. Северо-Сорокинская приурочена к северной части вала и также относится к структурной группе. Плотность ресурсов категории С₃+Д составляет 143,3 тыс. т/км².

В Южно-Сорокинской зоне наиболее перспективны отложения верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса (77 % от суммы ресурсов категории С₃+Д по зоне в целом и 43 % от суммы перспективных и прогнозных ресурсов по комплексу), перспективные территории по которому, так же как и в Северо-Сорокинской, контролируются распространением сложнопостроенных тектонически экранированных ловушек в известняках и вторичных доломитах лохковского яруса нижнего девона. В нижнедевонских отложениях выявлены залежи нефти на Осовейском и Хосолтинском месторождениях (рисунок).

Дальнейшие перспективы поисков залежей нефти в отложениях Южно-Сорокинской зоны следует связывать с опоискованием высокоамплитудных Нерчейюской, Сямаюской, Ярейягинской структур, где непосредственно над нижнедевонскими отложениями отсутствуют мощные рассеивающие толщи среднедевонского возраста, что повышает вероятность выявления скоплений нефти в этой части. Перспективные ресурсы по локальным объектам составляют 2–5 млн. т. В Северо-Сорокинской зоне наиболее перспективными локальными объектами могут считаться поднадвиговые Западно-Торавейская, Западно-Наульская и другие структуры (см. рисунок).

Необходимо отметить, что структуры вала Сорокина имеют древнее заложение – фактор, способствующий раннему формированию залежей УВ. Тектонические подвижки предъюрского времени, сформировавшие современную структуру вала Сорокина, привели к перераспределению нефтегазоносности разреза. Однако выявление залежей нефти в силурийских и нижнедевонских отложениях и автохтонной части Хосолтинской антиклинальной складки свидетельствует о высоких перспективах поднадвиговых структур в пределах сложнодислоцированной Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Кроме того, определенные перспективы нефтеносности в зонах нефтенакопления необходимо связывать и с верхнесилурийскими отложениями. Видимо, залежи нефти будет локализованы на положительных высокоамплитудных объектах, где предполагается повышенная трещиноватость карбонатных пород и улучшение их емкостно-фильтрационных свойств.

Наибольшие плотности перспективных и прогнозных ресурсов Северо-Сорокинской зоны приурочены к отложениям карбонатных верхневизейско-нижнепермского и доманиково-турнейского нефтегазоносных комплексов (соответственно 75,3 и 33 тыс. т/км²). По доманиково-турнейскому перспективные территории в пределах Северо-Сорокинской зоны контролируются участками распространения изолированных органогенных построек позднефранского возраста и связанных с ними фаменских пластов облекания. Здесь прогнозируется отсутствие флюидоупора непосредственно над органогенной постройкой, что приводит к формированию гидродинамически единого резервуара, включающего в себя как органогенные образования, так и перекрывающие их седиментационные толщи облекания. Сформированная таким образом залежь нефти под первой вверх по разрезу покрышкой над фаменскими пластами выявлена на Лабоганском месторождении (см. рисунок), т. е. один из главных факторов, способствующих формированию скоплений нефти в объектах рифового генезиса,– наличие покрышки.

Дальнейшие перспективы нефтеносности доманиково-турнейского комплекса в Северо-Сорокинской зоне связывают с высокоамплитудными структурно-рифовыми, возможно, тектонически экранированными ловушками, образованными за счет пересечения рифовым барьером или изолированной органогенной постройкой антиклинальных структур вала. Такая структурно-рифовая ловушка, сформированная за счет перегиба рифогенной постройки позднефранского возраста, прогнозируется на Восточно-Седъягинской структуре. Покрышкой для возможной залежи с перспективными ресурсами 8 млн. т может служить глинисто-карбонатная толща в верхней части нижнего фамена.

Дальнейшие перспективы наращивания запасов нефти промышленных категорий по отложениям комплекса следует связывать с выявлением и надежной подготовкой ловушек, как рифового генезиса, так и простых антиклинальных. На рисунке показан один из наиболее перспективных объектов – Ноябрьская тектонически экранированная структура, представляющая собой восточный автохтон Седъягинской складки. Ее перспективные ресурсы составляют несколько десятков миллионов тонн.

В пределах остальной части НГО (Верхнеадзьвинский нефтегазоносный район) выделены две зоны нефтенакопления: вала Гамбурцева и Сарембой-Лекейягинская. Зона вала Гамбурцева приурочена к одноименному сложнопостроенному валу и отнесена к структурной группе (зоны тектонического экранирования) по критериям контроля нефтеносности, а по условиям формирования локальных объектов – к группе навешанных, новообразованных. Наибольшим масштабом нефтенакопления характеризуется верхнеордовикско-нижнедевонский комплекс (95,4 % от начальных суммарных ресурсов по зоне в целом), плотность начальных суммарных ресурсов которого составляет 255 тыс. т/км²

В рамках самого комплекса наиболее перспективны нижнедевонские отложения. Залежи со значительными запасами нефти установлены на всех крупных локальных объектах в лохковских карбонатах. Дальнейшие перспективы связывают с выявлением и качественной подготовкой поднадвиговых структур, осложняющих высокоамплитудные складки. Плотность перспективных и прогнозных ресурсов нефти составляет 34,8 тыс. т/км².

Сарембой-Лекейягинская зона, также отнесенная к структурной группе, приурочена к Сарембой-Лекейягинскому и Талотинскому валам (см. рисунок). Промышленная нефтеносность установлена почти во всех комплексах области, из которых наибольшая концентрация ресурсов нефти прогнозируется в верхнеордовикско-нижнедевонском и доманиково-турнейском (52 и 29 % от начальных суммарных ресурсов зоны соответственно). Максимальная плотность ресурсов категории С₃+Д отмечена в верхнеордовикско-нижнедевонском комплексе, а в целом по зоне она составляет 20 тыс. т/км².

По нижнедевонским отложениям перспективные территории контролируются границами тектонических элементов второго порядка – сложнопостроенных валов, в пределах которых распространены отложения как лохковского, так и пражского ярусов с промышленными залежами нефти на Мядсейском, Тобойском, Сарембойском и других месторождениях.

Возможность выделения нефтеперспективной территории по карбонатным отложениям верхневизейско-нижнепермского комплекса появилась лишь в последнее время в связи с выявлением залежи нефти в кровельной части ассельско-сакмарской органогенной постройки на Междуреченском месторождении. По материалам сейсморазведки месторождение расположено в зоне развития органогенных образований нижней перми, перекрытых триасовыми отложениями. Линии выклинивания и стратиграфического срезания последовательно терригенных и карбонатных нижнепермских отложений контролируют перспективные участки. В ее границах прослежены аномалии волнового поля, соответствующие органогенным постройкам. Здесь прогнозируется развитие структурно-рифовых ловушек, не исключено их литологическое ограничение.

1. В зонах нефтенакопления, непосредственно примыкающих к уже создаваемому нефтедобывающему району. Геолого-поисковые работы здесь должны быть направлены на максимально возможный прирост запасов нефти промышленных категорий. Основными объектами работ необходимо считать Южно-Сорокинскую, Северо-Сорокинскую зоны нефтенакопления, зону нефтенакопления вала Гамбурцева. Суммарные запасы нефти промышленных категорий (С₁+С₂) по зонам составляют 80 % от запасов нефти по этим категориям всей нефтегазоносной области, сумма перспективных и прогнозных ресурсов – 56 %.

2. В районах создания сырьевых баз, в которых добыча нефти предполагается на перспективу. В этот район входит Сарембой-Лекейягинская зона нефтенакопления.

* Вассерман Б. Я., Богацкий В. И, Шафран Е. Б. Нефтегеологическое районирование Тимано-Печорской провинции / В сб.: Геология и прогноз нефтегазоносности Тнмано-Печорской провинции.– Труды ВНИГРИ.– 1984.– С. 5-16.

Evidence for the geologic framework of the northeastern part of the Timan-Pechora oil-and gas-bearing province and for oil/gas geological zonation of the Varandei-Adzvinsk petroliferous region are presented. Information is also provided on a state of prospective and prognostic resources of oil and gas estimated for oil-and gas-bearing units and petroleum accumulation areas.

Границы: 1 – НГО, 2 – зоны нефтенакопления; 3 – тектонические нарушения; 4 – месторождения нефти; 5 – локальные объекты; плотность перспективных и прогнозных ресурсов (тыс. т/км²): 6 – 5– 20. 7 – 21–50, 8 – 51 – 100, 9 – 101-200; зоны нефтенакопления: I- Южно-Сорокинская, II - Северо-Сорокинская, III – вала Гамбурцева, IV – Сарембой-Лекейягинская; месторождения: В – Варандейское, Т – Торавейское, ЮТ – Южно-Торавейское, Л – Лабоганское, М – Междуреченское, О – Осовейское, Х – Хосолтинское. То – Тобойское, С – Сарембойское