Стратегия сбалансированного воспроизводства запасов и добычи нефти и газа северо-западного региона россии

Вид материала

Автореферат

Содержание Табл. 1. Типы воспроизводства МСБ в долгосрочной перспективе Добыча млн.т Во второй главе: «Геологическая модель изучения и воспроиз­водства запасов нефтегазового потенциала региона» Рис. 2. Схематический формационный разрез платформенного ком­плекса Тимано-Печорского бассейна 1. Среднеордовикско-нижнедевонский НГК Рис. 3. Схема стратиграфической приуроченности нефтегазоносности в ТПП 3. Доманиково-турнейский НГК 4. Нижне-средневизейский НГК Средневизейско-нижнепермский НГК Нижнепермский (артинско-кунгурский) НГК Верхнепермский НГК Триасовый НГК В третьей главе: «Методология выделения и геологической оценки зон аккумуляции и нефтегазонакопления как целевых объектов поиско Табл. 2. Развитие теории о зонах нефтегазонакопления

Подобный материал:

• Дирекция Северо-Западного регионального отделения рст приступает к реализации комплексного, 39.24kb.
• Перспективы и пути наращивания сырьевой базы ув россии в действующих и развивающихся, 41.99kb.
• Пути решения основных проблем механизированной добычи нефти, 250.55kb.
• 2-я научно – практическая конференция кардиохирургов Северо-Западного региона России, 56.04kb.
• 2-я научно практическая конференция кардиохирургов Северо-Западного региона России, 53.04kb.
• Программа по курсу «Методы интерпретации гис при подсчете запасов нефти и газа», 90.53kb.
• Стандарты для безопасной добычи нефти и газа в Баренцевом море, 14.44kb.
• Осушки природного газа на магистральных газопроводах, 139.92kb.
• Рабочая программа дисциплины химия нефти и газа направление ооп, 463.07kb.
• Эконометрические модели прогнозирования добычи и реализации нефти и газа в Республике, 553.01kb.

По масштабам, характеру и изученности геологических объектов для целей стратегического планирования или подготовки и реализа­ции стратегии освоения можно выделить несколько принципиальных уровней. Мировой и региональный уровни (в смысле группы стран) не являются предметом стратегий, базирующихся на геологических объ­ектах. Начиная же с масштаба осадочного бассейна (в геологическом смысле) и заканчивая единичным объектом поисково-оценочных ра­бот или минимальным скоплением углеводородов можно говорить о разномасштабных стратегиях изучения и освоения.

Определяющим для страны или ее существенной части, безус­ловно, является региональный уровень. В соответствии с разработками ВНИГРИ выполненными при участии автора как исторически, так и в долгосрочной перспективе различные регионы России существенно отличаются по темпам воспроизводства МСБ.

Если исходить из фор­мальных данных государственного баланса запасов, для большинства нефтяных регионов, в ближайшее время, требуется простое воспроиз­водство запасов. Расширенное воспроизводство необходимо лишь для Восточной Сибири, на шельфах морей и Дальнего Востока, где намечается небольшое увеличение объема до­бычи нефти (табл. 1).

Табл. 1. Типы воспроизводства МСБ в долгосрочной перспективе

РЕГИОНЫ	Н Е Ф Т Ь					Г А З
	Добыча млн.т		Типы воспроизводства			Добыча млрд м3		Типы воспроизводства
	текущая	перспектив­ная 2020 г.	расширен-ное	простое	частичное	текущая	перспектив­ная 2020 г.	расширен-ное	простое	частичное
Северо-Кавказский	3	3			+	3	10	+	+
Урало-По­волжский	80	50			+	50	90	+	+
Северо-За­падный	25	40		+	+	3	60		+	+
Западно-Сибирский	330	300			+	530	780			+

Для газа в силу рассмотренных причин требуется расширенное воспроизводство запасов в Северо-Кавказском, Урало-Поволжском, Восточно-Сибирском и Дальневосточном регионах. В основном газо­добывающем регионе страны – Западно-Сибирском в ближайшей пер­спективе, здесь це­лесообразно лишь частичное воспроизводство МСБ.

Важнейшим элементом системы недропользования при освоении ресурсов нефти и газа является система геолого-экономического ау­дита (ГЭА). Система регионального аудита должна решать следующие задачи:

• на основе анализа количественных и качественных характери­стик различных групп разведанных запасов и прогнозных ресурсов, находящихся в несходных горно-геологических и географо-экономических условиях, определить возможную рентабельность их освоения;
  
• оценивать добычной потенциал региона, исходя из наличия рен­табельных разведанных запасов и прогнозных ресурсов;
  
• прогнозировать доход возможный эффект от освоения месторо­ждений и прогнозных ресурсов региона;
  
• учитывать соответствие доходов от разработки месторождений региона рентообразующим факторам (величины запасов, начальных дебитов скважин, глубины продуктивных горизонтов и др.);
  
• дифференцировать перспективные территории региона по ценно­сти недр и инвестиционную емкость ресурсной базы углеводо­род­ного сырья субъекта Федерации.
  

Рекомендуемая система ГЭА может и должна служить основой для ранжирования ло­кальных и более крупных объектов оценки по приоритетности освое­ния, корректировки объемов геологоразведочных и эксплуатационных работ (вплоть до их прекращения) и необходимых для их выполнения затрат, проектирования уровней добычи нефти (газа) на тех или иных месторождениях, участия в конкурсах и аукционах, создания опти­мальных вариантов освоения всей ресурсной базы в меняющихся гео­лого-промысловых и экономических условиях и для принятия многих других управленческих решений, связанных с текущей и перспектив­ной деятельностью.

Во второй главе: «Геологическая модель изучения и воспроиз­водства запасов нефтегазового потенциала региона» рассмотрены тектоническое и нефтегазогеологическое районирование региона, структурно-формационное расчленение осадочного чехла и геологическая характери­стика основных структур, произве­дена системная оценка ресурсов нефти и газа древне-рифейских от­ложений как принципиально нового направления поисков нефти и газа в ТПП.

В качестве основы для формирования региональной геологической модели должны использоваться как комплексные знания по геолого-геофизическому строению региона, его нефтегазоносности, методам и результатам оценки ресурсов нефти и газа, так и ретроспективный анализ формирования и освоения, позволяющий «настроить» модель с учетом системы входящих факторов.

Важнейшей отличительной чертой, определяющей тектоническое строение осадочного чехла ТПП является наличие в его основании ме­габлоков консолидированной земной коры, отличающихся различным геотектоническим режимом. Мегаблоки и подчиненные им блоки раз­личных масштабов оказали существенное влияние на строение оса­дочного чехла, а также характер и масштабы его нефтегазоносности.

1
– глинисто-песчаная морская мо­ласса; 2-13 – формации: 2 – песчаная, 3 – гли­нисто-песчаная, 4 – песчано-глинистая, 5 – глинистая, 6 – мергельно-песчаная, 7 – мергельная, 8 – глинисто-известняковая, 9 – мергельно-известняковая, 10 – известня­ковая, 11 – доломито-известняковая, 12 – доломитовая, 13 – сульфатно-доломитовая; 14 – песчано-сланцевая и сланцевая формации верхней части рифейского комплекса; 15 – угленосные песчано-глинистая и глинисто-песчаная формации; 16 – слабо угле­носные формации; 17 – сланценосные формации; 18 – границы формации; 19 – по­верхности размыва на границах СФК. I – Кольско-Мезенский геоблок (восточная часть), II – Тиманский мегаблок, III – Ижма-Печорский мегаблок, IV – Печоро-Кол­винский мегаблок, V – Больше­земельский мегаблок, VI – Варандей-Адзьвинский блок, VII – Ко­сью-Роговской блок

(Тимано-Печорская провинция: геологическое строение…, 2004)

Рис. 2. Схематический формационный разрез платформенного ком­плекса Тимано-Печорского бассейна


Мобильным мегаблокам соответствуют области с развитием в оса­доч­ном чехле удлиненных интенсивных высокоамплитудных структур разных порядков, подчиненных единому простиранию. Относительно стабильным геоблокам отвечают области, в осадочном чехле которых преобладают пологие малоамплитудные структуры различных про­стираний, имеющие изометричные в плане очертания.

В строении платформенного комплекса ТПП преобладают плат­форменные формации, объем орогенных формаций Предуральского краевого прогиба составляет около 6% от общего объема формаций региона. Формационный состав отложений оказывает существенное влияние на характер и масштабы нефтегазоносности осадочного чехла. Исследование Тимано-Печорского и других платформенных седимен­та­ционных бассейнов позволило установить, что наиболее продуктив­ными явля­ются терригенные НГК, в которых преобладающее развитие имеют сероцветные морские песчано-глинистые формации.

Среди карбонат­ных НГК наибольшим нефтегазовым потенциалом обладают ком­плексы, сложенные известняковой формацией, особенно вкупе с ри­фовой. В составе осадочного чехла выделен ряд структурно-фор­мационных комплексов (СФК), отделенных друг от друга регио­наль­ными перерывами. Каждому СФК, формирование которого тесно свя­зано с определенным тектоническим этапом развития региона, при­сущ характерный набор формаций и единообразие структурного плана (рис. 2).

Нефтегазоносность осадочного чехла ТПП охватывает широкий стратиграфический диапазон от рифея до триаса. Выявленные в нем продуктивные горизонты объединяются в нефтегазоносные комплексы (НГК), которые полностью или частично соответствуют СФК чехла. Традиционно выделяется восемь промышленных НГК и несколько нефтегазоперспективных. Распределение нефтегазоносности в пределах каждого НГК приведено на рис. 3.

1. Среднеордовикско-нижнедевонский НГК представлен терри­генными и карбонатными отложениями ордовика, карбонатными от­ложениями силура и глинисто-карбонатными образованиями нижнего девона. Максимальные его мощности до 3,0-3,5 км и наибольший стратиграфический объем фиксируются в Печоро-Колвинском авлако­гене и в Предуральском перикратоне. Кровля НГК залегает на глуби­нах до 6-8 км.

5. 2. Среднедевонско-нижнефранский НГК является одним из основ­ных промышленно нефтегазоносных объектов в ТПП..
   

В северной части территории его значение падает вследствие





Рис. 3. Схема стратиграфической приуроченности нефтегазоносности в ТПП

ухудшения свойств региональной тиманско-саргаевской покрышки.

Емкость коллекторов обусловлена в основном межзерновой по­ристостью песчаников. Трещинная пористость, развитая в зонах дизъ­юнктивных нарушений, имеет подчиненное значение. Пористость из­меня­ется в широких пределах от 9 до 22% при преобладании средне- и вы­сокоемких коллекторов. Проницаемость в среднем составляет 50-150 мД.

3. Доманиково-турнейский НГК сложен преимущественно карбо­натными породами: известняками, глинистыми известняками с подчи­ненным количеством мергелей, содержащих тонкие прослои глин, и доломитами. Мощность достаточно выдержана и не превышает 500-600 м, лишь в погруженных частях Печоро-Колвинского авлакогена повышаясь до 2000 м. Продуктивность комплекса связывается со сложно построенными коллекторскими толщами органогенных массивов и биогермов.

4. Нижне-средневизейский НГК, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, распространен не повсеместно. Мощность его достигает 300-350 м. В качестве резервуаров рассмат­риваются песчаные пласты, отличающиеся высокими емкостными свойствами - их открытая пористость достигает 25%, проницаемость изменяется в широких пределах от единиц до 216 мД.

5. Средневизейско-нижнепермский НГК повсеместно распростра­ненный на территории ТПП, сложен карбонатными породами: известняками и доломитами. Кровля его в наиболее погруженных уча­стках региона залегает на глубинах 2-4 км. Мощность НГК выдержана и почти повсеместно составляет около 500-600 м.
   
6. Нижнепермский (артинско-кунгурский) НГК сложен песчани­ками, алевролитами и глинами. Мощность его, почти повсеместно со­ставляющая от 200 до 400 м, в Предуральском прогибе резко увеличи­вается до 2000 м. Кровля НГК погружена на глубины около 2 км. Рассматриваемые в качестве резервуаров песчаные пласты и пачки характеризуются высокими значениями открытой пористости, до 20-28%, но низкой проницаемостью
   
7. Верхнепермский НГК распространен в пределах всей ТПП. Его мощность меняется от нескольких десятков метров в пределах Ижма-Печорской впадины до 2,5 км в Предуральском прогибе. Глубины зале­гания комплекса также различны: от 0 на юге Ижма-Печорской впа­дины до 2000м и более в Большесынинской и севере Коротаихинской впадин
   
8. Триасовый НГК сложен чередованием песчаников, алевроли­тов и глин. Отложения комплекса выходят на дневную поверхность в Предуральском прогибе и на восточном склоне Тиманского поднятия. В центральной части ТПП кровля НГК погружена на глубины около 1 км. Мощность комплекса не превышает 1000-1200 м, но во впадинах Предуральского краевого прогиба достигает 2,5-3,0 км. В составе НГК преобладают средне- и высокоемкие коллекторы: пористость продуктивных пластов составляет 18-28%.
   

Выделенные нефтегазоносные комплексы существенно отличаются по значимости. Три верхних наряду с теригенным нижне-средневизейским относятся к второстепенным. Карбонатные же комплексы, наряду с среднедевонско-нижнефранским (ограниченного распространения) являются доминирующими.

Кроме этих традиционных нефтегазоносных комплексов в каче­стве нефтегазоперспективного нефтегазоносного комплекса (НГП НГК) может быть выделен рифейский. Рифейский НГП НГК впервые как нетрадиционный потенциально нефтегазоносный объект рассматривался при количественной оценке перспектив нефтегазоносности проведенной в 1988 г. ВНИГРИ под руководством Л.Г.Каретникова.

Основой нефтегазогеологического районирования территории ТПП является тектоническое районирование. Тектонический фактор во многом определяет процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, поэтому его роль в нефтегазогеологическом райониро­вании является ведущей (Каретников Л.Г. и др, 1983, Макаревич В.Н. и др., 1984, Богацкий и др., 1988). Изучение современного структурного плана осадочного чехла и условий залегания по отдельным опорным горизонтам совместно с ана­лизом истории тектонического развития региона и его структурно-те­ктонических элементов различных порядков позволили провести нефтегазогеологическое районирование ТПП.

По поверхности кровли карбонатных отложений перми-карбона выделяется шесть нефтегазоносных областей (НГО), соответствующих, в основном, региональным (I порядка) структурам. Внутри НГО в соответствии с особенностями их геологического строения выделены нефтегазоносные районы (НГР), которые совпадают с субрегиональными (II порядка) структурами.

Ресурсы углеводородов в Тимано-Печорской провинции оценива­лись во ВНИГРИ методом геологических аналогий, а также контрольными методами математической статистики и объемно-генетическим. Современная оценка на­чальных суммарных ресурсов нефти и газа по Тимано-Печорской неф­тегазоносной выполненная при непосредственном участии автора была утверждена в 2004 г.

Динамика изменения оценок НСР по отдельным нефтегазоносным областям говорит о том, что в течение периода изучения приоритеты и перспективы разных нефтегазоносных областей оценивались неоднозначно.

В целом за 1996-2006 гг. в Тимано-Печорской нефтегазо­носной провинции за счет разнонаправленных тенденций, проявившихся на тер­ритории Республики Коми и Ненецкого АО, объемы добычи нефти и прироста запасов практически совпали, ко­эффициент воспроизвод­ства составил 0,9. По сумме прироста за счет ГРР, списания и пере­оценки запасы нефти в ТПП уменьшились на 25 млн.т. (рис 4.).







Рис. 4. Динамика накопленных добычи и прироста запасов нефти и газа ТПП

Ситуация с подготовкой запасов газа несколько отличается. До 2001 г. практически полностью совпадали объемы прироста запасов газа за счет ГРР и добычи, а с учетом переоценки они были сущест­венно выше. В последние годы темпы прироста за счет ГРР упали, на­метилось явное отставание от объемов добычи. С учетом ГРР, списа­ния и переоценки) кривые накопленных показателей совпали с добы­чей (суммарные подготовленные запасы газа не компенсируют его отбор на 5 млрд.м³.

Наиболее показательным является суммарное сравнение накоп­ленной добычи и прироста за счет ГРР отдельно для нефти и газа. По нефти и по газу в последние годы темпы воспроизводства запасов УВ снижаются, в основном за счет низкоэффективных работ на террито­рии Республики Коми. В целом же анализ результатов геологоразве­дочных работ свидетельствуют о том, что в ТПП стабилизировались показатели эффективности ГРР как в РК, так и НАО и именно они должны быть использованы при планировании дальнейших ГРР.


В третьей главе: «Методология выделения и геологической оценки зон аккумуляции и нефтегазонакопления как целевых объектов поисковых работ» проанализировано развитие теории формиро­вания и типизации зон аккумуляции и нефтегазонакопления; предложены кинетические модели формирования и оценки потенциала зон нефтегазонакопления, описаны эталонные зоны нефте­газонакоп­ления по укрупненным мегакомплексам.

Понятие зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) было введено и чаще всего использовалось как элемент нефтегазогеологического райониро­вания какой либо части нефтегазоносной провинции. Так, еще более полувека назад (в 1951 году) И.О.Брод в своей книге “Залежи нефти и газа” подробно рассмотрел историю возникновения термина и опреде­лил классификационные критерии ЗНГН.

Развитие теории зон нефтегазонакопления активно продолжалось во всей второй половине 20-го века. Наиболее часто ЗНГН определя­ются как структурные элементы земной коры разного порядка, другие исследователи под ЗНГН понимают более мелкий элемент нефтегазо­геологического районирования, чем нефтегазоносный район и соот­ветствующий им тектонический элемент (табл. 2). При этом надо от­метить, что общепринятого и однозначного понятия зон нефтегазона­копления до настоящего времени не существует.

Исследования автора, выполненные в период 1984-2007 г.г. в Ти­мано-Печорской нефтегазоносной провинции показали, что одним из наиболее важных факторов, определяющих возможность образования зон нефтегазонакопления является фактор существования зоны акку­муляции (крупного положительного структурного элемента с широко распространенными природными (на одном или нескольких уровнях) резервуаров, контролируемых региональным(и) (зональным) флюидо­упором и сочлененного по латерали или вертикали с НГМТ богатыми РОВ) во время периодов наиболее интенсивной генерации.

Табл. 2. Развитие теории о зонах нефтегазонакопления

Год	Автор	Определение зоны
		Приуроченность, контроль	Поисковые объекты
1951	И.О. Брод	Крупные структурные элементы	Группы месторождений
1954	В.Е. Хаин	Крупные эндо- или экзоструктурные единицы	Группы месторождений
1959, 1985	А.А. Бакиров	Единая группа ловушек	Местоскопления нефти и газа
1963	М.Ф. Мирчинк	Валы, антиклинали и др.	Месторождения
1968	Н.А. Еременко	Структурные элементы	Группы залежей нефти и газа
1972	Н.Ю. Успенская	Структурный или палеотектонический элемент	Однотипные месторождения
1976	И.В. Высоцкий, К. Бека	Совокупность структурных форм	Скопления УВ
1976	М.Ф. Мирчинк	Геологические структуры II порядка	Залежи и месторождения
1976	G. Cess, C. Bois	Обособленная часть осадочного чехла	Залежи
1977	В.Б. Оленин	Структурно обособленный элемент	Месторождения
1982, 1983	А.А. Трофимук, Ю.Н. Корогодин, Э.Б. Мовшович	Разнотипные и разномасштабные в соответствии с законом композиции составляющих элементов	Ловушки и скопления нефти и газа
1985	Е.В. Кучерук, Е.Р. Алиева	Региональный структурный или седиментационный элемент	Группа месторождений
1985	М.К. Калинко	Единый миграционный поток	Смежные месторождения
1987	А.Н. Золотов, Б.А. Лебедев, В.В. Самсовнов	Единый механизм аккумуляции	Системы ловушек
1990	В.С. Лазарев	Целостные структуры II порядка	Промышленно нефтегазоносные объекты
1991, 1994, 2006	О.М. Прищепа	Зона аккумуляции в пределах изолированного НГК	Совокупность ловушек (залежей)
1995, 2005	Ю.Н. Григоренко	Ограничение по отсутствию или удалению месторождений	Скопления месторождений

При моделировании условий формирования зон нефтегазонакоп­ления рассмотрение вышеуказанного фактора приводит при учете прочих критериев к непосредственной дифференциации по таким наи­более важным показателям как опреде­ление возможного уровня (ком­плекса) нефтеносности и определение фазового состава УВ.

Для зон аккумуляции унаследованного развития с существованием одного или нескольких региональных флюидоупоров, сформирован­ного к началу периода интенсивной генерации, расположенных гип­сометрически выше нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) фактор вре­мени генерации имеет второстепенной значение. В таких зонах на первый план выходит непосредственно качество флюидоупора, кон­тролирующего сохранность генерированных и мигрировавших в зону УВ, а первичное богатство определяется объемом РОВ и объемом вмещающих резервуаров.

Зоны аккумуляции углеводородных скоплений (большей частью совпадающие с зонами нефтегазонакопления), рассматриваются как ассоциации смежных и сходных по своему геологическому строению и генезису месторождений (залежей) нефти и газа, характеризующихся единством факторов их контроля (структурный, литологический, стра­тиграфический факторы). Зоны аккумуляции могут быть связаны с определенным литолого-стратиграфическим комплексом, который на региональном уровне характеризуются специфическими чертами неф­тегазоносности. В тоже время большая часть крупных зон аккумуля­ции имеет «сквозной» характер, но по отношению к первичным усло­виям «наложенный».

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по основному фактору контроля выделены следующие классы зон аккумуляции: структурные, тектонические, стратиграфические, литологические, ри­фогенные и все виды их совокупности. Характерной особенностью Тимано-Печорской провинции является то, что, несмотря на огромное многообразие разнотипных зон в пределах мегакомплексов (комплек­сов) среди всех ЗНГН около 40% контролируется высокоамплитуд­ными линейно-вытянутыми структурами (валами, мегавалами), кото­рые расположены в тектонически активных (мобильных) блоках зем­ной коры (Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинская структурная зона, Предуральский краевой прогиб). Несмотря на суще­ственно разный первичный генетический тип зон они вовлекаются (становятся элементом) во вторичные зоны, зачастую разрывая связь с первичной зоной.

К наиболее характерным примерам этого можно отнести зоны нефтегазонакопления вала Сорокина и Колвинского мегавала, которые пересекаются практически вкрест рифогенными верхнедевонскими и раннепермскими зонами, существенно утратившими нефтегазонос­ность в стабильных прилегающих к валам районах. Зоны НГН, нахо­дящиеся под двойным структурным (аккумуляционным) контролем (мегавалы, валы), являются наиболее богатыми нефтью и газом (Кол­винский мегавал).

Абсолютное большинство зон аккумуляции двойного контроля приурочено к наиболее активным тектонически территориям (Печоро-Колвинскому авлакогену и Варандей-Адзьвинской структурной зоне). Безусловным является то, что такие зоны аккумуляции доминируют над всеми прилегающими территориями и как “губка всасывают” все, что мигрирует вдоль их границ. К таким зоны аккумуляции можно от­нести валы: Шапкина-Юрьяхинский, Колвинский мегавал, вал Соро­кина, Сарембой-Леккейягинский и Гамбурцева, Мичаю-Пашнинский. В пределах указанных зон плотность НСР в несколько десятков раз выше, чем на территории других зон.

Противоположностью вышеописанным областям аккумуляции яв­ляются слабовыраженные (малоаплитудные) зоны стабильных облас­тей провинции, где контроль нефтегазоносности практически полно­стью определяется характером первичной зоной нефтегазонакопле­ния. Ярким примером, иллюстрирующим данное положение, является ЗНГН восточного борта Хорейверской впадины в нижнедевонских и верхнефранско-фаменских отложениях. Таким образом однотипные поисковые схемы, которые должны применяться для оценки зон раз­ных НГК могут существенно различаться.

Подходы к определению возможных масштабов и времени форми­рования зон нефтегазонакопления определяются в соответствии с оценкой нефтегазоматеринских свит, и взаимоотношениями с зонами аккумуляции, а также возможностями миграции и сохранности и кор­реляцией со временем интенсивной генерации. Для каждого конкрет­ного нефтегазоносного бассейна расчет может быть выполнен только применительно к определенной модели прогрева, и достоверность его будет зависеть от того, насколько выбранная модель отвечает реаль­ной геотермической истории отложений.

Такой поход к определению времени и интенсивности генерации на базе разработанных во ВНИГРИ кинетических моделей выполнен автором на примере северной части Тимано-Печорской нефтегазонос­ной провинции. В пределах четырех основных нефтегазоносных ком­плексов территории ТПП, отвечающих двум мегакоплексам (ордовик­ско-нижне­девонскому, среднедевонско-нижнефранскому, семилукско-турней­скому и верхневизейско-нижнепермскому) вы­делено 209 зон нефтегазонакопления, в т. ч. 73 выявленных и 136 перспективных (рис. 5).