СВЯЗЬ ВЕРТИКАЛЬНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

Г.П. Лысенин, Е.Ф. Карпюк (Севернипигаз, г. Ухта)

«Геология и разработка газовых месторождений»: Тез. докл. Всерос. науч.-практ. конф., посвящ. 90-летию со дня рожд. В.М. Сенюкова. – Ухта, Севернипигаз, 1997. – С. 37-40.

Многочисленными исследованиями, проведенными в мире, доказано, что промышленная нефтегазоносность прямо зависит от гидродинамической обстановки в недрах.

В подземной гидросфере выделяются три планетарно развитые гидродинамические зоны (сверху вниз): I-гидростатических, II-переходных (сверхгидростатических) и III-литостатических давлений. Основные запасы нефти, газа и газового конденсата повсеместно приурочены к нижней части зоны I, где существуют наиболее благоприятные гидродинамические, геотермические, гидрохимические и биохимические условия для образования и сохранения залежей УВ. Вверх по разрезу эти условия постепенно ухудшаются по мере роста динамической, химической и микробиологической активности подземных вод.

В зоне II обособление и существование промышленных скоплений УВ затруднено вследствие преобладания восходящего движения флюидов, нарушенности большинства потенциальных покрышек разуплотнением, флюидоразрывами в условиях сверхгидростатических фоновых давлений и повышенной газоемкости вод. Глубина зоны II тем меньше, чем геологически моложе и менее уплотнены породы, слагающие разрез.

В зоне III с восходящим движением газожидких флюидов, постоянным проявлением естественного флюидоразрыва пород и экстремально высокой растворимостью всех УВ в воде существование залежей невозможно. Верхняя граница литостатической зоны является глубинным ограничителем нефтегазоносности в традиционном смысле, однако эта зона обладает огромными ресурсами растворенных в воде УВ и гидротермальной энергии.

В Тимано-Печорской провинции при достигнутых максимальных глубинах бурения 6200-7057 м подавляющее большинство скважин не вышло из зоны I. Достоверных сведений о вскрытии зоны III не имеется. Зона II вскрыта на многих площадях: Лаявожской, Верхнелайской, Северо-Командиршорской, Харьягинской, Возейской, Ярейюской, Чедтыйской (Печоро-Колвинский авлакоген), Баганской, Среднемакарихинской, Северо-Мастеръельской (Хорейверская впадина), Северо-Сарембойской, Леккейягинской (Варандей-Адзвинская структурная зона), Кочмесской (Косью-Роговская впадина), Западно-Соплесской (Среднепечорское поперечное поднятие), Вуктыльской, Западно-Вуктыльской, Лебяжской (Верхнепечорская впадина). По результатам испытания скважин и материалам ГИС общий градиент давления в этой зоне составляет 1,15-1,71 кгс/см2 на 10 м, в то время как нормальный градиент в зоне I не превышает 1,12. Преимущественное вскрытие переходной зоны в северных районах объясняется тем, что здесь широко развиты слабо уплотненные кайнозойские и мезозойские отложения и глубина ее верхней границы (3-4) км меньше, чем в южных районах (5-6 км), где эти отложения менее распространены или даже отсутствуют.

Анализ распределения залежей и промышленных запасов УВ по глубинам и гидродинамическим зонам в рассматриваемом регионе показал, что максимальное накопление газа (свободного и газовых шапок) приурочено к интервалам глубин 1,5-3км (около 61% выявленных запасов) и 3-4,5 км (около 34% запасов); на глубинах менее 1,5 км находится лишь около 5% запасов газа. Практически весь этот диапазон глубин относится к зоне I. Основные запасы газового конденсата (до 61%) сосредоточены в интервале 3-4,5 км, а на меньших глубинах находится примерно 39% запасов конденсата. Главная масса нефтей (около 78% запасов) приурочена к глубинам до 3км, причем в интервале 0,1-1,5 км резко преобладают тяжелые нефти. В интервале 3-4,5 км выявлено около 22% их запасов, но только до 5% связано с зоной II. В этой зоне встречаются в основном многочисленные нефте-и газопроявления, реже мелкие непромышленные скопления УВ, а промышленные залежи открыты лишь на нескольких площадях: нефтяные - на Северо-Сарембойском, Среднемакарихинском, Харьягинском, частично - Возейском месторождениях, небольшие газовые - на Возейской и, возможно, Кочмесской площадях.

Сходная картина распределения нефтегазоносности по гидродинамическим зонам наблюдается в Волго-Уральской, Прикаспийской провинциии в Днепрово-Донецкой впадине, геологическая изученность которых намного выше, чем Тимано-Печорской провинции.

Выполненный анализ и исследования, проведенные ранее ВНИГРИ, позволяют заключить, что поиски и разведка залежей УВ в зоне II значительно менее эффективны и требуют в 2-3 раза больших затрат, чем для залежей, расположенных в зоне I. Это особенно важно учитывать в условиях недостаточной изученности нефтегазоносности гидростатической зоны Тимано-Печорской провинции.

***