Горные породы, газовые и нефтяные месторождения

1. Тектоническая эволюция осадочного нефтегазоносного бассейна провинции тесно связана с развитием Уральской геосинклинали. Основные этапы его развития, подчеркиваемые региональными размывами и перерывами в осадконакоплении, достаточно хорошо согласуются с фазами активизации каледонского и герцинского циклов тектогенеза в Уральской геосинклинали. Каждому крупному этапу развития осадочного бассейна были свойственны свои типы структур. На доинверсионном (нижне-среднепалеозойском) этапе это рифтогенные структуры сложного строения, разделяющие крупные межрифтовые относительно стабильные блоки (палеосводы), на инверсионном (поздний карбон - ранний триас) - надрифтовые валы и мегавалы и изометричные впадины, наложенные на палеосводы, а на послеинверсионном - образование обширной Печорской синеклизы. Характерной чертой нефтегазоносного бассейна является широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносности, охватывающий отложения от ордовика до триаса включительно.

2. Основная масса выявленных месторождений и залежей связана с четырьмя нефтегазоносными комплексами; верхнеордовикско-нижнедевонским карбонатным, среднедевонско-нижнефранским терригенным, верхнедевонско-турнейским и верхневизейско-нижнепермским карбонатными комплексами. В первых двух комплексах залежи контролируются регионально выдержанной глинистой кыновско-саргаевской покрышкой, а в последнем - глинисто-галогенной кунгурской покрышкой. Верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс не имеет собственной региональной покрышки, и залежи в нем контролируются зональными и локальными глинистыми покрышками. Нефтегазоносность каждого из упомянутых комплексов обеспечивается как собственными нефтегазогенерирующими способностями, так и за счет вертикальных перетоков из нижележащих в вышележащие комплексы.

3. Большая часть разведанных запасов и прогнозных ресурсов нефти в провинции сконцентрирована в платформенной ее части, в тектонически подвижных зонах (Печоро-Колвинском авлакогене, Варандей-Адзьвинской структурной зоне и др.), формирование которых связано с древними рифтами, где оптимально сочеталось накопление нефтегазогенерирующих коллекторских толщ и покрышек с благоприятной термобарической обстановкой и крупными структурными ловушками.

4. Относительно стабильные области провинции (Хорейверская и Ижемская впадины, Омра-Лузская седловина) также играют существенную роль в процессах нефтегазонакопления, несмотря на отсутствие в их разрезах некоторых из основных нефтегазоносных комплексов (среднедевонско-нижнефранского в Хорейверской и Ижемской впадинах) и относительно слабое развитие крупных и контрастных валообразных поднятий. Однако последний неблагоприятный показатель в этих впадинах восполняется широким развитием рифогенных образований в верхнедевонско-турнейском комплексе, создающих ловушки углеводородов. В других нефтегазоносных комплексах стабильных областей - верхнеордовикско-нижнедевонском в Хорейверской впадине и среднедевонско-нижнефранском на Омра-Лузской седловине - залежи нефти и газа приурочены в основном к их окраинным зонам, на стыках с подвижными областями, где более четко проявляется структурный фактор (западный и восточный борта Хорейверской впадины, восточная и западная зоны Омра-Лузской седловины).

5. Одной из отличительных черт стабильных областей является их преимущественная нефтеносность, тогда как отдельным районам мобильных областей присущи как нефтеносность, так и газоносность в зависимости от степени проявления в них тектонической и палеогеотермической активности. Исключением является Варандей-Адзьвинская зона, где широко развиты нефтяные дегазированные залежи с повышенной плотностью нефтей.

Предуральский краевой прогиб, особенно его глубокопрогнутые центральная и внутренняя зоны, характеризуется преимущественной газоносностью доорогенного (плитного) структурного этажа. Однако внешние зоны прогиба, наложенные на стабильные области Печорской плиты, могут рассматриваться как зоны нефтегазонакопления, где в менее жестком виде проявилась термобарическая напряженность.

Большую роль в размещении залежей нефти и газа сыграл структурный фактор. Особенно резко он проявился в пределах подвижных областей провинции, где на месте глубоких грабенообразных палеопрогибов в заключительную фазу герцинского тектогенеза образовались крупные и высокоамплитудные валообразованные поднятия инверсионной природы - Колвинский и Печоро-Кожвинский мегавалы, Шапкина-Юрьяхинский и другие валы (см. рис.2). Именно к структурам этого типа приурочена основная масса выявленных месторождений и залежей почти во всех нефтегазоносных комплексах, за исключением верхнедевонско-турнейского. При этом обращает на себя внимание многопластовый характер месторождений в этих зонах.

В карбонатном комплексе верхнего девона-турне размещение залежей нефти контролируется главным образом формационным составом отложений. Большая часть выявленных залежей в этом комплексе связана с краевыми рифогенными образованиями, пересекающими все крупные тектонические элементы с юго-запада на северо-восток, а также с отдельными карбонатными банками и одиночными массивами в области развития некомпенсированной доманиковой впадины.

Рис.2. Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции:

1 - 3 - границы тектонических элементов: 1 - надпорядковых, 2 - первого порядка, 3 - второго порядка; 4 - 6 - месторождения и залежи: 4 - нефтяные, 5 - газовые и газоконденсатные, 6 - нефтегазовые и газонефтяные.

Тектонические элементы:

Тиманский кряж (А1 - Ухто-Ижемский вал), Ижемская впадина (Б1 - Ерсинская депрессия, Б2 - Нерицкая ступень, Б3 - Янгытско-Кипиевская ступень, Б4 - Седуяхинский вал), Омра-Лузская седловина (b1 - Лемью-Лузская ступень, В2 - Мичаю-Пашнинский вал, В3- Тэбукская ступень, В4- Омра-Сойвинская ступень, В5 - Джебольская моноклиналь), Печоро-Колвинский авлакоген (Г1 - Печоро-Кожвинский мегавал, Г2 - Шапкина-Юрьяхинский вал, Г3 - Лайский вал, Г4 - Денисовский прогиб, Г5 - Колвинский мегавал), Хорейверская впадина (Д1 - Сандивейское поднятие, Д2 - Макариха-Салюкинский вал, Д3 - Колвависовская ступень, Д4 - Чернореченская депрессия, Д5 - Садьягинская ступень), Варандей-Адзьвинская структурная зона (E1 - вал Сорокина, Е2 - Мореюская депрессия, Е3 - вал Гамбурцева, Е4 - Сарембой - Локкейягинский вал Е5 - Верхнеадзьвинская депрессия), Предуральский краевой прогиб (Ж1 - Коротаихинская впадина, Ж2 - гряда Чернова, Ж3 - Воркутское поперечное поднятие, Ж4 - Косыо-Роговская впадина, Ж51- гряда Чернышева, Ж5 - Хоседаюская антиклинальная зона, Ж6 - Большесынинская впадина, Ж7 - Среднепечорское поперечное поднятие, Ж8 - Верхнепечорская впадина), 3 - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь.

В силу исторического развития геолого-разведочных работ и становления промышленных центров добычи нефти и газа, современная картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО (нефтегазоносная область) и НГК (нефтегазоносный комплекс) Тимано-Печорской НГП весьма пестрая. Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44%), Хорейверской (20%) и Ижма-Печорской (11%) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25% начальных разведанных запасов нефти. Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60%) и Ижма-Печорской (31%) НГО. Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33%), визей-нижнепермский (22%) и верхнеордовик-нижнедевонский (15%). Показательно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1%.

Разведанные запасы газа сосредоточены в пяти НГО, при этом максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49%) и Северо-Предуральскую (47%). Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92% запасов газа. Максимальная добыча газа (92%) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

К настоящему времени ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК. Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32%), Хорейверскую (21%) и Варандей-Адзьвинскую (19%) НГО, а среди НГК -- на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский. Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий C3+Д) оценена в 2,1 млрд. т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО. Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39%, выработанность -- 30%.

Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км -- 63%, от 3 до 5 км -- 33%, от 5 до 7 км -- ~ 4%. Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений. Преобладающая часть ресурсов (78,6%) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5-6,0%, ресурсы сернистых нефтей составляют 62%, в том числе высокосернистых -- 19%. Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см3 составляют 22,5% ресурсов, высоковязкие нефти -- 6%.

Ресурсы свободного газа оценены по Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской, Тиманской, Ижма-Печорской НГО и Малоземельско-Колгуевскому самостоятельному НГР. На Северо-Предуральскую НГО приходится свыше 62% НСР, а среди НГК доминирует визей-нижнепермский (57%). Прогнозные ресурсы газа составляют 1,3 трлн м', из которых 48% сосредоточено во впадинах Предуральского прогиба. По глубине залегания они распределены следующим образом: до 3 км -- 45%, от 3 до 5 км -- 30%. от 5 до 7 км -- 25%. Прогнозируется преобладание газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов, а также сернистых газов, доля которых может возрасти до 50-60%.

Ресурсы конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО. В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78% НСР конденсата и 83% прогнозной части этих ресурсов.

Результаты промысловых исследований свидетельствуют о важности правильного выбора гидравлической программы бурения, а также необходимости поиска путей ее совершенствования для конкретных горно-геологических условий бурения скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (1) И ГАЗА(2) ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

К настоящему времени в Тимано-Печорской НГП открыто свыше 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд. т, свободного газа (включая газовые шапки) -- 643,5 млрд. м3. Накопленная добыча на месторождениях провинции составила 404,8 млн. т нефти, 395,4 млрд. м3 свободного газа, 46,9 млн. т конденсата. Несмотря на эти показатели, Тимано - Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи УВ-сырья в течение длительного периода XXI в.

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

Алисиевич Л.Н., Гайдек В.И., Юдин В.М. О путях формирования месторождений нефти и газа (на примере Тимано-Печорской провинции) // Геология нефти и газа. - 2000.- № 5.

Бакиров А.А., Табасаранский З.А. и др. Геология и геохимия нефти и газа. - М.: Недра,1982.

Вассерман Б.Я. Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало ХХI века // Геология нефти и газа.- 2001.- № 02.

Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений.- М.: Недра, 1972.

Громека В.И., Буровой А.М., Куренков Н.Т., Меннер В.В. Закономерности размещения и перспективы поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции Геологический словарь: в 2-х томах./Под ред. К.Н. Паффенгольца и др. - М.:Недра,1978.

Геология нефти и газа.- 1994.- № 06.

Дмитриевская Т.В., Рябухина С.Г., Дворецкий П.И., Пономарев В.А., Зайцев В.Д. Влияние структур поверхности фундамента на характер распределения нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорского бассейна // Геология нефти и газа.- 2000.-№ 04.

Жданов М.А. Нефтепромысловая геология. - М.:Гостоптехиздат, 1962Кочетков О.С.,

Каменев Е.А. Организация, методика и экономика геологоразведочных работ (Учебное Каналин В.Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. - М.: Недра,1997.

пособие). - Мурманск: Изд-во Апатитского филиала МГТУ, 2008.

Короновский Н.В., Якушова А.Ф. Основы геологии. - М.: Высшая школа, 1991.

Мархинин Е.К., Вулканы и жизнь. - М.: Мысль, 1980.

Мильничук В.С., Арабаджи М.С. Общая геология. - М.: Недра, 1979.

Тазиев Г.В., Вулканы. - М.: Издательство иностранной литературы, 1963

Чарыгин М.М., Васильев Ю.М. Общая и историческая геология. - М.: Недра, 1968.

Размещено на Allbest.ru