В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции одним из основных объектов проведения поисково-разведочных работ на нефть, и газ является верхнеордовикско-нижнедевонский нефтегазоносный комплекс (НГК). В течение последних пяти лет (1986-1990 гг.) при общем снижении прироста запасов по другим НГК (за исключением доманиково-турнейского) по верхнеордовикско-нижнедевонскому прирост запасов увеличился в 14 раз (с 7,2 до 101 млн т). Несмотря на значительные глубины залегания комплекса, эффективность геологоразведочных работ по рассматриваемому комплексу (197,6 т/м) превышает показатели по другим основным НГК: 180,6 т/м по доманиково-турнейскому; 129,9 т/м по нижнепермско-каменноугольному и 96,6 т/м по нижнефранско-среднедевонскому. На 01.01.91г. в отложениях рассматриваемого НГК сосредоточено около 35% нефтесырьевых ресурсов Тимано-Печорской провинции, из них разведано около 10%. Перспективы открытия новых месторождений и залежей в рассматриваемом НГК далеко не исчерпаны, в ближайшие пять лет ожидаемый прирост запасов по нему составляет около 50% (70 млн. т).

Нижнедевонские отложения выполняют верхнюю регрессивную часть нижнепалеозойского структурно-формационного яруса. На исследуемой территории (рис.1) нижнедевонские отложения распространены крайне неравномерно, что связано как с первичными процессами седиментации, так и с последующим тектоническим развитием, проявлением длительных перерывов в осадконакоплении и разных по глубине пред-среднедевонского и раннефранского размывов.

В составе нижнего девона в настоящее время выделяются (снизу вверх) лохковский, пражский и эмский ярусы. Последний известен только в Кожимско-Шугорском районе. В пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны (ВАСЗ) на уровне эмского яруса выделена местная варандейская свита, но в связи с неоднозначной интерпретацией этих отложений по палеонтологическим данным и ГИС они отнесены пока к пражскому ярусу.

Разрез нижнего девона начинается морской карбонатной толщей овинпармского горизонта, который наиболее изучен в скважинах ВАСЗ и Колвинского мегавала. В составе горизонта выделены две пачки, образующие хатаяхинскую свиту: нижняя глинисто-известняковая, соответствующая раннедевонскому регрессивному этапу, и верхняя известняково-доломитовая, сформировавшаяся в трансгрессивный этап раннего девона.

Регрессивной фазе соответствует вышележащий сотчемкыртинский горизонт. В пределах ВАСЗ в его составе выделяется глинисто-доломитовая и сульфатно-доломитовая пачки, объединенные в торавейскую свиту.

Сульфатно-доломитовая пачка в кровле сотчемкыртинского горизонта сложена ритмичным переслаиванием ангидритов, доломитов, долеритов и аргиллитов, накопившихся в условиях усиливающегося засолонения бассейна.

Пражский век характеризуется продолжением регрессивного этапа осадконакопления. Отложения этого возраста присутствуют только в разрезах северо-востока провинции. В основании залегает пачка, представленная переслаиванием алевролитов, песчаников, мергелей и доломитов, реже встречаются прослои ангидритов и известняков. Выше залегает пачка, сложенная сульфатизированными доломитами и прослоями ангидритов, мергелей.

Мощность отложений нижнего девона в пределах ВАСЗ и восточной части Хорейверской впадины возрастает в восточном и северо-восточном направлениях от первых десятков метров (восточный борт Хорейверской впадины) до 1000 м и более в северо-восточной части ВАСЗ (скв. 12 Тобойская более 1095 м). В этом же направлении увеличивается стратиграфическая полнота разреза нижнедевонских отложений.

К западу от Большеземельского палеосвода нижнедевонские отложения развиты в пределах Печоро-Колвинского авлакогена. Высокая мобильность тектонических элементов авлакогена в предсреднедевонское и раннефранское время привела к сильной дифференцированности мощностей. В общем плане мощность нижнедевонских отложений минимальна на юге и юго-западе и увеличивается в северном и северо-восточном направлениях. Отложения отсутствуют в районах древних палеовыступов - наиболее приподнятых участках Возейского выступа, юге Лайско-Лодминского района - скв. 3, 12 Северный Командиршор, 15 Мишвань и др.

В направлении с запада на восток наблюдаются два типа разреза - терригенный, и глинисто-карбонатный. Терригенный тип разреза вскрыт в Денисовской впадине (скв. 1-В Лайская, 31 Морошкинская, 8/11 Мишваньская и др.) На Колвинском мегавале присутствует глинисто-карбонатный тип разреза нижнего девона в объеме хатаяхинской свиты. Максимальная мощность, которая составила 1509 м, вскрыта в районе Харьягинской структуры сверхглубокой параметрической скв. Колва-1.

Нижнедевонские отложения Предуральского краевого прогиба изучены довольно слабо. Наибольшей изученностью характеризуется Косью-Роговская впадина, в частности ее северная часть - Воркутское поперечное поднятие (Падимейская, Ярвожская, Юньягинская и Норейшорская площади). Практически не изучены нижнедевонские отложения Коротаихинской и Большесынинской впадин, единичными скважинами изучена Верхнепечорская впадина.

В пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны, как правило, природные резервуары имеют трехчленное строение (рис.2,а), в которых сульфатно-доломитовая пачка является ложной покрышкой. В южной части зоны (юг валов Гамбурцева и Сорокина) по мере размыва сульфатно-доломитовой и частично глинисто-доломитовой пачек природный резервуар принимает простой вид, где коллекторская толща в составе известняково-доломитовой пачки перекрывается региональным нижнефранским флюидоупором.

В зоне стратиграфического срезания отложений нижнего девона по восточной периферии Большеземельского палеосвода (рис.2,б) и в районе Колвинского мегавала природные резервуары пластовые, стратиграфически экранированные.

Усино-Возейская ЗНГН охватывает южную часть Колвинского мегавала.. Притоки нефти из отложений нижнего девона в пределах зоны получены на Возейской, Усинской и Леккерской площадях, однако промышленная нефтегазоносность установлена только на Средневозейской площади. При испытании скв. 67 из порово-кавернозно-трещиноватых известняков, приуроченных к прикровельной части нижнего девона, был получен фонтанный приток нефти дебитом 48 м³/сут из интервала 3030-3219 м. При опробовании скв. 71 испытателем пластов (ИП) в открытом стволе из трещиноватых известняков в низах овинпармского горизонта в интервале 3467-3507 м был получен приток нефти в объеме 3,6 м³ за 2 ч. Пористость пластов коллекторов 8-11,5 %.

Восточно-Хорейверская ЗНГН приурочена к северо-восточной, восточной и юго-восточной частям Хорейверской впадины. В пределах зоны открыто три месторождения - Колвинское, им. А. Титова, им. Р. Требса с суммарными запасами C₁ + С₂ = 175,1 млн.т. Месторождения связаны с зоной стратиграфического выклинивания нижнедевонских отложений на восточном обрамлении Большеземельского палеосвода. Типы залежей - пластовые, стратиграфически экранированные. Пласты-коллекторы приурочены к верхам глинисто-известняковой (Колвинское месторождение) и известняково-доломитовой (месторождения им. Р. Требса, им. А. Титова) пачкам. Коллекторами являются вторичные доломиты с кавернами и порами выщелачивания с пористостью (по данным ГИС) до 10-15%. Эффективные мощности составляют 8,6-22,3 м, дебиты нефти - от 1,5-20 до 533 м3/сут.

По физико-химической характеристике нефти южной части зоны значительно отличаются от северной, к северу происходит облегчение нефтей, уменьшение содержания асфальто-смолистых веществ (АСФ), парафина и серы, увеличиваются газосодержание и выход легких фракций.

Сорокинская ЗНГН приурочена к одноименному валу. В пределах зоны открыто пять месторождений нефти (Лабоганское, Наульское, Осовейское, Хосолтинское и Подверьюское). Кроме этого, на Варандейской и Седьягинской площадях получены притоки нефти. Типы залежей - пластовые, сводовые, иногда литологически экранированные (Хосолтинское месторождение). Пласты-коллекторы приурочены к вторичным доломитам овинпармского горизонта, пористость до 20%, эффективные мощности 7,8- 29,6 м, дебиты составляют до 500 м³/сут. Нефти этой зоны в большинстве своем средней плотности, смолистые, с небольшим содержанием парафина, за исключением нефтей Наульского месторождения, которые более легкие и газонасыщенные. Суммарные балансовые запасы этой зоны категорий C₁ + С₂ составляют 118,8 млн.т.

Зона нефтенакопления вала Гамбурцева. В пределах зоны открыты три месторождения нефти - Черпаюское, Хасырейское и Нядейюское с суммарными балансовыми запасами категорий C₁ и С₂ 190,6 млн. т.

Типы залежей - пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Основные пласты-коллекторы приурочены к известняково-доломитовой пачке овинпармского горизонта и представлены порово-кавернотрещиноватыми выщелоченными вторичными доломитами. Среднее значение пористости составляет 8-10%, эффективные мощности достигают 20,1-46,1 м, дебиты нефти 150 м3/сут. Нефти этой зоны довольно выдержаны по составу - средней плотности, парафинистые, смолистые, слабосернистые.

Зона нефтенакопления Сарембой-Лекейягинского вала. В пределах зоны выявлено шесть месторождений - Сарембойское, Северо-Сарембойское, Западно-Лекейягинское, Усть-Талотинское, Мядсейское, Тобойское. Типы залежей - пластовые, сводовые, реже литологически ограниченные (Сарембойское). Отличительной особенностью этой зоны является приуроченность залежей нефти, как к карбонатным, так и терригенным отложениям нижнего девона. Коллекторы в карбонатных отложениях приурочены к известняково-доломитовой пачке и характеризуются значениями пористости 10-15%, эффективные мощности составляют 4,9-10,4 м, дебиты нефти до 300- 400 м³/сут. Залежи в терригенных отложениях приурочены к верхней части сульфатно-доломитовой пачки и низам пражского яруса. Эффективные мощности 3,6-4,0 м, дебиты составляют десятки кубометров в сутки.

Как и в Восточно-Хорейверской, в этой зоне наблюдаются облегчение нефтей, уменьшение парафинистости, смолистости, увеличение газосодержания и выхода легких фракций в северном направлении. Суммарные балансовые запасы категорий C₁ и С₂ составляют 172,8 млн. т.

Наряду с выявленными зонами нефтегазонакопления на основе обобщения и анализа материалов глубокого, поисково-параметрического бурения и поисковых сейсморазведочных работ представляется возможным наметить в общем плане как участки в уже существующих зонах, так и новые зоны нефтенакопления в нижнедевонских отложениях (рис.3).

В пределах Восточно-Хорейверской ЗНГН дальнейшие открытия новых месторождений нефти могут быть связаны с юго-восточным бортом Большеземельского палеосвода - Цильегорской депрессией, где по данным сейсморазведки (Л.Ф. Пильник, 1991), граница выклинивания отложений нижнего девона прослеживается вплоть до широты южной периклинали Салюкинской структуры и установлено наличие ряда ловушек структурно-стратиграфического типа. Вместе с тем, не исключено присутствие приразломных тектонически экранированных залежей вдоль западного борта гряды Чернышева.

Проведенные в последние годы сейсморазведочные работы в северной прибортовой части Косью-Роговской впадины (В.П. Лобанова, 1991) позволяют по-новому взглянуть на перспективность нижнедевонских отложений поднятия Чернова. Выявленные Сизимшорская и Западно-Сизимшорская структуры по характеру своего строения являются взбросонадвигами и этим тождественны структурам вала Гамбурцева и Хоседаюской антиклинальной зоны. Размытая поверхность. нижнего девона в совокупности с большой амплитудой структур и залегающей сверху региональной среднедевонско-нижнефранской покрышкой - это все необходимые условия для формирования залежей.

Несмотря на то, что локализация объектов для поисково-разведочного бурения в перспективных зонах еще недостаточна, анализ геологоразведочных работ, проведенных по валу Гамбурцева, показывает их высокую эффективность. Так, коэффициент подтверждаемости прогнозных запасов С₃ на 1.10.91 г. составил 1,33 при плотности учтенных запасов категории C₁ 0,497 и C₂ 0,485 млн т/км².

The Lower Devonian deposits are one of the main search objects at Timan-Pechora oil and gas bearing province. Thier commercial oil content is proved for Varan-dey-Adzvya zone and for the eastern bord of Khoreyver depression. 01 oitputs are got at ihe south of Kolva mega-rampart. The Lower Devonian deposits are spread not everywhere. They are absent at the considerable part of Bolshezemelskiyi paleo-dome, at Vozey projection and at vast territory of Ijma-Pechora depression.

Pore-cavity-fractured carbonates of the Ovinpanna and Lokhkovskiyi stages are reservoirs. Clays of the Kyn-Sargay age (The Late Devonian) and of Khatayakhskaya and Toraveyskaya formations (tie Early Devonian) are seals. The pools are of bed type, often combinated, stratigraphicaly and tectonicaly screened. Perspecis of resources increase at Denisov depression, Kolva mega-rampart and at the northern regions of Pre-Urals foredeep are connected with the Lower Devonian deposits.

1 - границы надпорядковых тектонических элементов; 2 -то же первого порядка; 3 - отложения нижнего девона; 4 . граница стратиграфического выклинивания отложений нижнего девона

а - по линии скважин: 2-Медынская - 11-Тобойская - 1 - Мядсейская - 65-Западно-Лекейягинская - 10-Нядейюская - 2-Хасырейская - 25-Черпаюская; 1 - нижнефранская региональная покрышка; 2 - сульфатно-доломитовая пачка; 3 - глинисто-доломитовая пачка; 4 - залежи нефти; б - по линии скважин: 1-Пятомбойская - 2, 21, 11-Колвинские - 6-Изьямусюрская -40-Помолесыпорская - 90-Хосолтинская - 3, 21, 1-Черпаюская - 1-Юраюская - 1-Северо-Адзьвинская