Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция в пределах суши обладает газовым потенциалом, вполне соизмеримым по величине с нефтяным. Однако если учесть потенциальные возможности арктического шельфа провинции и зоны Западно-Уральского поднадвига, то ее газовый потенциал существенно возрастает до значений, близких к прогнозным ресурсам северных районов Западной Сибири (без п-ова Ямал). Вместе с тем выполненная ранее оценка прогнозных ресурсов нефти и газа (по состоянию на 1.01.1988 г.) значительно изменила баланс и структуру начальных потенциальных и прогнозных ресурсов нефти и газа для территории суши провинции, причем четкое выражение получила тенденция почти пятикратного увеличения ресурсов нефти и аналогичного уменьшения ресурсов газа.

На эти расчеты негативно повлияли отсутствие крупных открытий и невыполнение запланированных приростов запасов газа, что в немалой степени связано с резким сокращением объемов (до 5,1 %) поисково-разведочного метража на газ в XII пятилетке. На достоверность прогнозной оценки региона в условиях значительной литофациальной и фазово-углеводородной (катагенетической) изменчивости сказалось применение метода сравнительных геологических аналогий, когда выбор кондиционного подсчетного эталона не всегда корректен. Для успешного развития газовой отрасли в Тимано-Печорской провинции по основным газоносным регионам (Верхнепечорской и Денисовской впадинам) были разработаны генеральные схемы [1, 2], успешная реализация которых, несомненно, способствовала бы эффективному изучению глубокопогруженных зон и рациональному освоению прогнозных ресурсов газа, составляющих здесь около 50 % ресурсов провинции. Это позволило бы не только уточнить прогнозный газовый потенциал глубокопогруженных зон, но и получить научную основу достоверного обоснования новых перспективных направлений поиска, обеспечивающих стабилизацию и рост добычи газа в провинции.

Невыполнение запланированных по Верхнепечорской впадине объемов региональных работ (765 км профилей МОГТ, комплексируемых с 16 параметрическими скважинами) не позволило решить в XII пятилетке задачи прогнозирования новых высокоперспективных зон газонакопления. Однако в процессе реализации программных документов в течение 1988–1991 гг. в результате поисковых сейсмических исследований, бурения и переинтерпретации геофизических материалов, в том числе электроразведочных, впервые получена принципиально важная геологическая информация, существенно расширяющая современные представления о строении и перспективах газоносности территории. Это может обеспечить подготовку и обоснование первоочередных направлений и поисковых объектов в обустроенных частях региона и, прежде всего в районе Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Отмеченная геолого-геофизическая информация не нашла отражения в оценке прогнозных ресурсов УВ по состоянию на 1.01.1988г.

Полученная новая геолого-геофизическая информация способствует выявлению новых очагов газонакопления и концентрации поисковых объектов; сохранению резервуарных свойств пород, включая зоны разуплотнения; росту генерационного газового и газоконденсатного потенциала (в том числе за счет нефтяного); расширению сферы поисково-разведочных работ в зонах поднадвига. Все это позволило уточнить схему перспектив газоносности региона и показать новые газопоисковые направления с учетом выявленных и оптимальных условий прогнозирования (рисунок).

Сейсморазведочными и тематическими исследованиями с обработкой материалов электроразведки по системе “Прогноз” южнее Вуктыльского месторождения выявлен ряд объектов, образующих новый перспективно газоносный Гудырвожско-Мартюрский район. В числе их структуры Гудырвожская, Южно-Гудырвожская, Западно-Гудырвожская, Сарьюская, Западно-Габская и др. Высокий, часто аномальный, газовый фон в глинисто-алевритовых породах пермо-карбонового разреза в параметрической скв. 1 Мартюрской (5200 м) свидетельствует о возможности газоносности природных резервуаров более глубоких зон. Горизонты высокоемких трещинно-кавернозно-карстовых карбонатных коллекторов предполагаются здесь по аналогии с расположенными южнее Рассохинским, Патраковским и Курьинским месторождениями в нижнекаменноугольных образованиях, а также в девоне и, возможно, силуре.

Перспектива выявления высокоемких газоперспективных резервуаров в Верхнепечорской впадине, в том числе в глубокопогруженных зонах и в поднадвиге, подтверждается следующими данными: наличием коллекторов в пределах Южно-Вуктыльской части структуры (скв. 301 Южный Вуктыл) и в скв. 1 Верхняя Сочь ниже глубины 5000 м; выявлением сейсморазведкой ловушек лито-лого-стратиграфического типа в песчаных горизонтах среднего – нижнего (?) девона на склонах погребенного Западно-Вуктыльского вала; установлением геофизическими методами (по данным А. С. Бушуева, И. Д. Чудиновой и др., 1989 г.) на глубинах 4000–4500 м крупных погребенных поднятий (Диньюского, Западно-Вуктыльского, Кылымъельского), а также цепочковидных биогермных массивов в верхнем девоне (Западно-Белая, Велаельская площади) и, возможно, силуре (Кылымъельская, Рассохинская площади) в предполагаемой субмеридиональной полосе протяженностью около 150 км, расположенной западнее Вуктыльского месторождения.

Новая геолого-геофизическая информация, подтверждающая высокие перспективы газоносности глубокопогруженных зон, получена в последнее время также по Денисовской впадине в районе Лайского вала. Так, при опробовании в процессе бурения силурийских карбонатов в скв. 500 Верхнелайской с глубины 4834 м получены притоки углеводородного бессероводородного газа. Притоки УВ-газа зафиксированы при опробовании горизонтов девона в интервалах глубин от 3820 до 4350 м в скв. 4 и 51 Северных Командиршорских, 1 Верхнеамдермаельской и др. Детальными сейсморазведочными работами МОГТ (С. Л. Беляков, 1990 г.) в пределах Лайского вала южнее Лаявожского месторождения подготовлены к бурению крупная Верхнелайская структурно-стратиграфическая ловушка и ряд глубокопогруженных локальных поднятий [ 1 ]. В связи с этим реальными становятся перспективы обнаружения крупных газоконденсатных и газоконденсатно-нефтяных залежей структурного и стратиграфического типов в силурийских резервуарах в районе крупнейшего Лаявожского газоконденсатно-нефтяного месторождения.

Геохимическими и катагенетическими данными по уровню катагенетического преобразования ОВ нефтегазоматеринских пород палеозоя, превышающему МК_3-4, ниже глубин 3,5–4 км установлен преимущественно газовый характер УВ-флюида во впадинах Тимано-Печорской провинции.

Высокая перспективность основных газоносных территорий в Тимано-Печорской провинции (Верхнепечорской и Денисовской впадин) обусловливает необходимость уточнения величины их прогнозного газового потенциала. Расчеты начальных потенциальных и прогнозных ресурсов нефти и газа, выполненные на эволюционно-катагенетической основе, позволяют более достоверно оценить газовый потенциал этих регионов с учетом объема резервуарных пород глубокопогруженных зон. Как показали расчеты [1, 2], наибольшей величиной начальных потенциальных и прогнозных ресурсов газа характеризуются Верхнепечорская впадина (около 30 %) и Печоро-Колвинский авлакоген (20 %), а в пределах последнего Денисовская впадина (16 %). Полученная новая информация позволяет выделить эти регионы в качестве основных в провинции для постановки поисково-разведочных работ на газ. К тому же большая часть этих преимущественно газоносных территорий отличается бессероводородными газами (см. рисунок). Другие впадины Северо-Предуральской газоносной области, в частности крупные Косью-Роговская и Коротаихинская, на долю которых приходится более 22 % начальных ресурсов газа, не являются в настоящее время достаточно изученными и характеризуются частичной сероводородной “зараженностью” продуктивных комплексов.

По результатам прогнозной оценки с учетом новой геолого-геофизической информации в основных газоносных регионах выделяют зоны с максимальной плотностью начальных и прогнозных ресурсов газа (свыше 100 тыс. усл. т/км²): Вуктыльско-Гудырвожскую в Верхнепечорской впадине и Лайского вала в Денисовской. Эти зоны характеризуются также наибольшей концентрацией выявленных и подготовленных поисковых объектов и рассматриваются как наиболее перспективные для поисков. Реализация газопоисковых работ осуществляется в соответствии с программными документами – генеральными схемами ГРР на газ по Верхнепечорской и Денисовской впадинам [1, 2]. Генсхемы решают задачи планомерного прироста ресурсов разведанных запасов газа с выполнением предусмотренных годовых приростов (при условии полного выполнения запланированных видов, объемов и последовательности ГРР).

Генеральная схема ГРР на газ в Верхнепечорской впадине находится в стадии реализации с 1986 г., являясь составной частью комплексного проекта ГРР на нефть и газ по Тимано-Печорской провинции на 1986–1990 гг. К сожалению, поставленные перед ней задачи прогнозирования новых зон газонефтенакопления, подготовки первоочередных объектов поиска газовых месторождений и стабилизации прироста запасов в течение XII пятилетки не были выполнены. За пятилетку приращено запасов газа в провинции менее 30 % от запланированных, в Верхнепечорской впадине – 48 % от запланированной величины по ПО Севергазпром, или 25 % от планируемых в генсхеме. Основная причина этого: невыполнение запланированных региональных профильных сейсмических исследований МОГТ (не пройдено 765 км), детальных сейсморазведочных работ (70 % от запланированного), глубокого параметрического и поискового бурения (56 % от запланированного при 17 % газового метража к общему объему бурения в провинции).

Геолого-геофизическая информация по Верхнепечорской впадине подтверждает правильность выбора главного направления поиска газовых и газоконденсатных месторождений в провинции. На это указывает выявление серии перспективных структур южнее Вуктыльского месторождения (Гудырвожская, Западно-Гудырвожская, Южно-Гудырвожская, Нижнесочьская, Сарьюская, Западно-Габская, Сарьюдинская, Западно-Сарыодинская). Учитывая данные о газоносности башкирско-серпуховских отложений в скв. 301 Южный Вуктыл и показания газоносности в параметрической скв. 1 Мартюр, обоснован вывод о наличии южнее Вуктыльского месторождения нового крупного Гудырвожско-Мартюрского газоносного района, прогнозные ресурсы газа которого составляют ориентировочно около четверти прогнозных ресурсов Верхнепечорской впадины. Подтверждением высокой перспективности газопоискового направления служит выявление южнее, в пределах Пачгино-Луньвожпальской структурной зоны, аллохтона и автохтона, близких по характеру к вуктыльским, а также существование здесь перспективной зоны Западно-Уральского поднадвига с возможными поисковыми объектами.

Для эффективного освоения прогнозных ресурсов газа в Денисовской впадине в соответствии с разработанной генеральной схемой [1] предусматриваются в 1991–1995 гг. следующие оптимальные объемы ГРР: региональные профильные (в том числе каркасные) сейсмические исследования МОГТ – 580 км; площадные сейсморазведочные работы – 8200 км²; параметрическое бурение – 82 500 м; поисковое бурение – 105 100 м. Первоочередной объект для поисково-разведочного бурения и прироста запасов газа – Лаявожское газоконденсатно-нефтяное месторождение. Здесь размещаются первоочередные объемы буровых работ на отложения силура – 23 150 м (скв. 6, 7, 8, 10) и среднего девона– 18400 м (скв. 9, 11, 12, 13).

1. Обоснование и направления геологоразведочных работ на газ в Денисовской впадине на XIII пятилетку и последующие годы / А. И. Дьяконов, В. Р. Родыгин, В. А. Дедеев и др.– Сыктывкар.–1991.–С. 30.

2. Основные направления геологоразведочных работ на газ в Верхнепечорской впадине в XII пятилетке / А. И. Дьяконов, В. Р. Родыгин, А. А. Громыко и др. // Геология нефти и газа.– 1986.– №5.– С. 5–9.

New geologic and geophysical information of recent years confirms the highest prospectivity of two major gas-bearing areas of the Timan-Pechora petroliferous province: the Verkhne-Pechora and Denisov depressions. The most attractive gas potential ensuring a successful development of gas industry is offered by the Paleozoic sequences of the Gudyrvozhsco-Martyur region and the Laisk swell, respectively, the rational development of gas resources of which should be accomplished according to the elaborated scienti-fically feasible programs.

Территория с плотностью прогнозных ресурсов УВ-газа, тыс. усл. т/км²:1–2–от 10 до 135 (2–в условиях частичного сероводородного “заражения” газопродуктивиых комплексов), 3–от 100 до 135; 4–районы наиболее высокой перспективности; 5–нефтеперспективная территория с плотностью прогнозных ресурсов нефти от 10 до 120 тыс. т/км²; 6 – газоконденсатные месторождения; 7 – структурные зоны и крупные локальные структуры; 8 – границы основных тектонических элементов; I – Тиманская гряда; II – Ижма-Печорская мегавпадина; III – Печоро-Колвинский авлакоген; IV – Северо-Предуральский краевой прогиб; V – Верхнепечорская впадина; VI – Северо-Уральская горноскладчатая система; VII – Гудырвожско-Мартюрская структурная зона; VIII – Лайский вал