Тимано-Печорская НГП

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) занимает северо-восток европейской части РФ в пределах Республики Коми, Ненецкого автономного округа и небольшой северной части Пермской области. На севере провинция раскрывается в акваторию Баренцева моря. Ограничениями ТПП являются горные сооружения Урала и Пай-Хоя на востоке и юго-востоке, Тимана на западе.

Площадь ТПП составляет 497,3 тыс.км², в том числе материковая часть 373,7 тыс.км², акватория – 123,7 тыс.км².

Ухтинскую нефть привозили в Москву еще в 1859 г. В 1890 г. в результате геологических исследований академика Ф.Н.Чернышева и благоприятных показаний первой скважины, пробуренной в 1869 г., Ухтинский район был признан нефтеносным. ДО 1917 г. было пробурено около 30 разведочных скважин, но промышленных притоков не было получено. В советское время после организации комплексной геологоразведочной экспедиции (1929 г.) началось всестороннее изучение Ухтинского и соседних районов северо-восточного склона Южного Тимана.

В 1930 г. было открыто первое месторождение легкой нефти в верхнем девоне – Чибьюское, в 1932 г. – Ярегское месторождение тяжелой нефти в эйфельском ярусе среднего девона. В течение последующих 30 лет поиски залежей УВ были связаны в основном с терригенными отложениями в западной части ТПП, до 1959 г. было открыто около 15 месторождений с небольшими запасами нефти.

С начала 60-х гг. ГРР переместились в северный и северо-восточный регионы (Ижма-Печорская впадина, Колвинский мегавал), темпы и эффективность ГРР резко повысились. После открытия там Западно-Тэбукского, Усинского, Возейского крупных месторождений началось создание сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Коми АССР и Архангельской области.

Фундамент, чехол. Возраст фундамента байкальский (средне-верхнерифейский – вендский, т.е. более молодой, чем на остальной части ВЕП). Фундамент сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизованными образованиями, обнажающимися в приподнятых блоках на Тимане и Урале и вскрытыми рядом скважин. Поверхность фундамента резко расчленена – выделяются линейно вытянутые на сотни км в СЗ направлении прогибы, ограниченные разломами и чередующиеся с зонами поднятий. Выделяемые по поверхности фундамента структурные элементы обычно постепенно выполаживаются в чехле. Верхние горизонты чехла отражают рельеф фундамента в сглаженном виде или имеют обращенный структурный план.

Геолого-геофизические работы последних лет дают основание предполагать, что рифейские отложения принадлежат к промежуточному комплексу, а фундаментом, как и на всей ВЕП, являются архейско-протерозойские образования.

В составе чехла выделяются отложения: венд-нижнекембрийские (максимальная мощность 1 км), палеозойские (ордовик-пермь – 10-11 км), мезозойские (1,5 км), кайнозойские (0,3 км).

Палеозойская часть разреза выглядит так:

Разрез осадочного чехла почти на 70% сложен морскими осадками, его нижняя половина вплоть до перми представлена преимущественно карбонатами.В верхней части преобладают карбонатно-терригенные и терригенные породы.

Общая мощность чехла, наибольшая в северных районах ТПП, изменяется от нескольких сотен метров на Тимане до 6-8 км в наиболее глубоких прогибах и до 8-12 км в Предуральском краевом прогибе.

Тектоника. В тектоническом плане ТПП связана с краевой системой древней Восточно-Европейской платформы и характеризуется сложным строением. В её пределах выделяются крупные геотектонические элементы 1-ого и 2-ого порядков. Элементы первого порядка: Печорская синеклиза, юго-западная наиболее приподнятая часть Тиманской гряды и впадины северной ветви Предуральского прогиба (не входит в ТПП по районированию Каламкарова).

Среди структур Печорской синеклизы и Тиманской гряды встречаются следующие тектонические элементы:

инверсионные авлакогены (Тиманский, Печоро-Колвинский, Варандей-Адзьвинский),

наложенные впадины (Ижма-Печорская, Хорейверская), погребенные поднятия (Большеземельский свод).

Наряду с ними встречаются также элементы тектоно-седиментационной природы – внутриформационные некомпенсированные прогибы на уровне D₃-C₁ и O-S отложений, обрамленные барьерно-рифовыми сооружениями, и древние дельты D₂, C₁ и P₂-T возраста.

Тиманская гряда (Восточно-Тиманский мегавал) занимает наиболее приподнятую часть фундамента (до 400 м). Системой разломов разбита на крупные горстообразные поднятия. Сложена отложениями рифея, девона, карбона и перми.

Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой и Печоро-Колвинским авлакогеном. С запада и востока она ограничена системой разломов фундамента, выраженных в чехле флексурами. В пределах впадины фиксируются погружающиеся на восток крупные пологие котловины, уступы, выступы, ступени. Локальные структуры и месторождения расположены в зоне Лыжско-Лузского выступа. Мощность осадочных образований в её пределах увеличивается с севера на юг от 1 до 5 км, осадочное выполнение – карбонатно-терригенные породы палеозоя, в северных районах - мезозоя. На крайнем юго-востоке впадина погружается в направлении Предуральского прогиба.

Печоро-Колвинский авлакоген расположен в центре ТПП, на юге граничит с Предуральским прогибом, на севере продолжается в Печорское море. Имеет Тиманское (СЗ) простирание и относится к числу сложных авлакогенов. Отличается дизъюнктивным характером строения, линейными высокоамплитудными локальными структурами, резкими колебаниями мощностей и структурными несогласиями. Развивался на блоке фундамента, погруженном на глубины от 3 до 8 км. Западной и восточным частям Печоро-Колвинского авлакогена соответствуют опущенные блоки фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют с запада Печоро-Кожвинский мегавал, с востока – Колвинский мегавал, состоящие из кулисообразно расположенных отдельных валов. Эти мегавалы возникли на месте систем грабенообразных прогибов, заполненных мощной толщей среднедевонско-турнейского (Печ-Кожв) и позднеордовикско-раннедевонского (Колв) возраста. Они разделены Денисовским прогибом (впадиной), состоящим из системы валов (Шапкина-Юрьяхинский, Лайский) и впадин (Усть-Печорской и др.). Здесь отмечены максимальные мощности (до 8 км) осадочного чехла (не считая Предуральского прогиба), в том числе ордовикско-силурийских отложений. На юге Денисовская впадина раскрывается в Предуральский прогиб.

Хорейверская впадина на западе граничит с Колвинским мегавалом, на востоке с Варандей-Адзьвинской структурной зоной (валом Сорокина), на юге – с грядой Чернышева. По поверхности фундамента в центральной части впадины выделяется погребенный Большеземельский свод, в пределах которого нижний и средний девон отсутствует, а фундамент приподнят до 4,5 км. Наиболее опущенная часть впадины – Чернореченская депрессия (вдоль восточного склона Колвинского мегавала), мощность осадочных образований около 7 км. Выполнена мощной толщей пород перми, мезозоя и кайнозоя, нижний палеозой, девон резко сокращены по мощности.

Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген) с востока ограничена Коротаихинской впадиной (Предуральский прогиб), с юга – грядой Чернышева (надвинута на В-А зону). Объединяет два крупных узких дизъюнктивных вала (Сорокина, Гамбурцева) две депрессии – Мореюскую и Верхнеадзьвинскую.

Нефтегазоносность. К 2005 г. в ТПП открыто около 200 месторождений Н и Г (не считая Предуральского прогиба), из которых 85% являются нефтяными и нефтегазовыми. Максимальный уровень добычи был достигнут в начале 80-х гг. (Н+К – 20 млн.т, газ – 20 млрд.м³), в дальнейшем добыча неуклонно снижалась из-за возросшей выработанности базовых месторождений (Уса, Возей, Вуктыл) и отставания с обустройством и вводом в разработку новых месторождений. Почти все новые месторождения расположены в северной части ТПП, где отсутствует общая и отраслевая инфраструктура, затруднено решение транспортных проблем.

В разрезе ТПП развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с различными ФЕС и различные по литологическому составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки. Так же разнообразен набор встречающихся антиклинальных и неантиклинальных ловушек (последние занимают значительное место) – рифогенные, структурно-стратиграфические, структурно-литологические, русловые, баровые и т.д., среди них преобладают комбинированные.

Нефтегазоносные комплексы. Данные глубокого бурения (в большинстве НГО вскрыт весь разрез осадочного чехла вплоть до фундамента) и данные сейсморазведки позволили выделить в разрезе и проследить границы распространения следующих 8 НГК:

1. Перспективный вендско-ордовикский карбонатно-терригенный красноцветный; максимальная вскрытая мощность до 0,8-1,0 км. Залежь газа в районе Водного Промысла (Тиманская НГО), незначительные нефтегазопроявления на Омра-Сойвинском выступе (юг Ижма-Печ.вп.);

2. Силурийско-нижнедевонский преимущественно карбонатный, разведан слабо, распространен повсеместно за исключением южного и среднего Тимана и западной части Ижма-Печ.вп.; мощность до 2000 м, несколько (около 16) нефтяных месторождений в Хорейверской НГО (им.Требса, Восточно-Колвинское, Шорсандивейское, Рогозинское, Восточно-Возейское и др.);

3. Первый основной. Средне-верхнедевонский (среднедевонско-нижнефранский) терригенный; 50-2000 м, выделяется несколько региональных продуктивных пластов, содержит более 80 залежей Н,Г и К (в том числе основные залежи месторождений Уса, Возей, Пашнинское, Кыртаельское, Западный Тэбук);

4. Верхнедевонский карбонатный; до 2000 м; развит по всей территории ТПП, 15 залежей нефти в пластовых ловушках и рифовых массивах (Западный Тэбук, Джьерское, Чибьюское, Ярегское, Аресское, Савиноборское и др.);

5. Нижнекаменноугольный (турнейско-нижневизейский) преимущественно терригенный (в северных районах карбонатный и маломощный); разведан слабо, распространен в ЮВ и В частях ТПП (где вероятно является структурно-фациальным аналогом соответствующего комплекса Камско-Кинельской системы прогибов), мощность достигает 600-800 м; с ним связаны небольшие залежи Н и К в В и ЮВ частях ТПП (Югидское, Наульское, Василковское и др.);

6. Второй основной. Верхневизейско-нижнепермский карбонатный; 100-1200 м, распространен повсеместно, один из основных продуктивных комплексов, с ним связано около 60 залежей УВ (Лаявожское, Уса, Возей, Южно-Шапкинское и др.);

7. Кунгурско-верхнепермский (нижне-верхнепермский) терригенно-карбонатно-галогенный в нижней части, терригенный в верхней; развит по всей территории ТПП, мощность 100-300 м; содержит многочисленные песчаные пласты невыдержанные по мощности и коллекторским свойствам; 6 литологически ограниченных залежей нефти в Ижма-Печорской и Печоро-Кожвинской НГО и 15 преимущественно газовых в Денисовской НГО (Василковское, Кумжинское, Безымянное, Исаковское, Печорогородское, Печоро-Кожвинское, Хыльчуюское и др.).

8. Мезозойский терригенный, развит в северной части ТПП, где его мощность 300-1400; песчаные пласты юрского и триасового возраста выдержаны по площади; несмотря на низкую разведанность в триасе открыто 4 залежи нефти и 6 залежей газа в Печоро-Кожвинской и Колвинской НГО (Шапкинское, Южно-Шапкинское, Лаявожское, Среднесерчейюское, Харьягинское и др.).

Нефтегазогеологическое районирование. Обработка большого количества геофизических и геологических данных позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории ТПП с выделением в её пределах 8 НГО: Тиманской, Ижма-Печорской, Печоро-Кожвинской, Колвинской, Денисовской, Хорейверской, Варандей-Адзьвинской и Малоземельско-Колгуевской.

Тиманская НГО расположена на восточном погруженном склоне Тиманской гряды, её площадь составляет 12 тыс.км². Промышленная нефтегазоносность связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом. Наиболее крупное месторождение – Ярегское, высоковязкая тяжелая нефть в среднедевонско-нижнефранских песчаниках, залегающих на глубине около 200 м. Это единственное в РФ месторождение, разрабатываемое шахтным способом с применением паротеплового воздействия на нефтенасыщенные песчаники, что позволило на порядок (с 5 до 50%) повысить КИН и перевести месторождение в разряд крупных. В этой же НГО на более низких гипсометрических отметках (500-600 м) расположены мелкие газовые и ГН месторождения (Чибьюское, Седъельское, Войвожское и др.), отличающиеся повышенным содержанием гелия (до 0,35%).

Я р е г с к о е месторождение расположено в пределах Восточно-Тиманского мегавала, открыто в 1932 г., разрабатывается с 1933 г. Приурочено к крупной пологой брахиантиклинальной складке юго-восточного погружения Тимана, которая является наиболее гипсометрически приподнятой структурой ТПП. Нефтеносны песчаниковые отложения эйфельского яруса (средний девон) мощностью 30 м, залегающие на рифейских метаморфических породах. Покрышка – пласт туффито-диабазовая толща около 40 м мощности. Нефть очень вязкая и тяжелая (0,933-0,947 г/см³), глубины залегания небольшие – в своде 120-160 м, что позволило разрабатывать её шахтным способом. Для промышленной добычи вязкой нефти применяется паро-тепловой метод, что позволяет резко увеличить коэффициент извлечения (с 5-6% до 40-60%). При этом методе в нефтяной пласт закачивают пар, прогревают вязкую нефть, делая её более подвижной, и она сама стекает по пробуренным непосредственно по нефтяному пласту горизонтальным и наклонным скважинам в камеры, расположенные в пласте и поднимается на поверхность.

Ижма-Печорская НГО связана с одноименной впадиной на юге и западе ТПП. Основным в ней является среднедевонско-нижнефранский НГК, в котором разведаны ГН месторождения Нибельское, Верхне- и Нижне-Омринское на глубинах 900-1200 м, крупное месторождение Западный Тэбук и др. На Западно-Тэбукском месторождении впервые в ТПП были выявлены высокодебитные залежи нефти в рифогенных известняках верхнего девона и получены притоки нефти из карбонатных пластов силура. В последние годы открыт ряд высокодебитных залежей в рифогенных известняках верхнего девона и на других месторождениях – Аресское, Сотчемьюское и др. (Верхнелыжско-Лемьюсская ступень), Низевое, Макаръельское (центральная часть Ижма-Печорской впадины).

З а п а д н ы й Т э б у к нефтяное. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1962 г. Приурочено к пологой брахиантиклинальной складке в южной части Ижма-Печорской впадины. Наиболее рельефна структура по кровле верхнего девона, что обусловлено наличием верхнефранского рифового массива. Многопластовое, залежи выявлены по всему разрезу девона в интервале глубин 1300-2000 м,объединены в 2 этажа нефтеносности. Нижний – нефть в песчаниках среднего и верхнего девона и в доломитах силура, залежи сводового типа; верхний – массивные залежи нефти в рифовых известняках верхнего девона, дебиты до 1000 т/сут.

Печоро-Кожвинская НГО выделена в пределах одноименного вала. В южной его части разведана группа Н, ГН и ГК месторождений – Южно-Лыжское, Северо-Кожвинское, Кыртаельское, Югидское, Западно-Соплесское, Печорогородское и др., основные залежи в поддоманиковых отложениях девона (среднедовонско-нижнефранский), меньше в нижнекаменноугольном и верхнепермском НГК.

Доманик (р.Доманик на Тимане) – специфический фациальный тип образований: темные битуминозные сланцы, переслаивающиеся с темными битуминозными известняками, распространены на западном склоне Урала, в восточной части ВЕП, на Тимане и на Новой Земле. Составляют четвертый снизу горизонт франского яруса (нижний ярус верхнего девона) или нижележащий горизонт франского яруса – саргаевские слои.

Колвинская НГО соответствует одноименному мегавалу и содержит наиболее крупные по запасам нефтяные месторождения приуроченные к южной части НГО – Уса, Возей(легкая нефть в среднедевонских песчаниках и пермско-каменноугольных известняках), Харьяга (легкая высокопарафинистая нефть в Д₂ песчаниках, Д₃ и Р-С карбонатах и Р₂ терригенных отложениях на глубине 1600-4300 м), Ярейюское, Хыльчуюское (залежи в перми и триасе).

У с и н с к о е нефтяное месторождение открыто в 1963 г., разрабатывается с 1973 г., приурочено к приподнятой южной зоне Колвинского мегавала, Представляет собой асимметричную антиклинальную складку СЗ простирания, разрез от силура до квартера. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Получены притоки нефти из карбонатных отложений доманика (франский ярус) и из фаменских отложений верхнего девона. В среднем девоне содержится пластовая залежь легкой нефти, осложненная стратиграфическим срезом (контролируется линией выклинивания девонских песчаников), дебиты до 800 т/сут.; верхняя массивная залежь тяжелой нефти связана с известняками нерасчлененного пермо-карбона.

В о з е й с к о е нефтегазовое месторождение открыто в 1973 г., разрабатывается с 1978 г., приурочено к антиклинальной складке в южной части Колвинского мегавала. Как единая антиклиналь выделяется по отложениями триаса и выше, по нижележащим – две структурно-фациальные зоны (западная – Костюкская и Западно-Возейская, восточная – Возейская складки). Многопластовое, залежи нефти выявлены в стратиграфическим диапазоне от нижнего девона до верхней перми, большая часть запасов нефти содержится в нижнепермско-каменноугольной и среднедевонской залежах (основные объекты разработки). Значительными запасами нефти обладают также фаменские (верхний девон) залежи. Нефти характеризуются высоким содержанием газа.

Х а р ь я г и н с к о е нефтяное месторождение открыто в 1970 г.,введено в разработку в 1988 г., крупное по запасам. Приурочено к центральной части Колвинского мегавала. Ловушка представляет собой валообразную складку северо-северо-западного простирания, осложненную локальными поднятиями. Залежи нефти установлены в терригенных породах нижнего триаса и верхней перми, карбонатах нижней перми и верхнего девона и в поддоманиковых терригенных отложениях верхнего и среднего девона. Глубина продуктивных горизонтов от 3900 до 1200 м. 35 залежей. Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных коллекторах нижнего триаса и верхней перми. Нефти легкие маловязкие.

Денисовская НГО представляет собой впадину между Печоро-Кожвинским и Колвинским мегавалами. Наиболее погружена и менее дислоцирована южная часть впадины. Наибольший интерес в плане нефтегазоносности представляют два крупных протяженных высокоамплитудных вала – Шапкино-Юрьяхинский и Лайский. На юге Шапкино-Юрьяхинского вала открыты нефтяные месторождения Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское и Пашшорское с залежами в среднедевонских терригенных и верхнедевонских карбонатных (рифогенных) отложениях; в центральной части вала – ГН месторождения в пермско-каменноугольных (Южно-Шапкинское, Ванейвисское и др.) и на севере вала – крупные ГК месторождения в Р-С отложениях карбонатных и триасовых терригенных отложениях (Василковское, Кумжинское, Коровинское).

На Лайском вале разведано крупное ГК с нефтяной оторочкой месторождение Лаявожское (в Р-С и Т отложениях), а также месторождения Командиршорское и др.

Южно-Шапкинское месторождение.

Хорейверская НГО соответствует Хорейверской впадине, занимающей северную осевую часть ТПП. Здесь разведано большое количество нефтяных месторождений с высокодебитными залежами в карбонатах силура, нижнего и верхнего девона и пермо-карбона. Единичные залежи выявлены в карбонатных породах ордовика. Наиболее крупные месторождения – Сандивей-Баганская группа месторождений (залежи в силуре, верхнем девоне, пермо-карбоне); на северо-востоке НГО – им.Требса и им.Титова, основные залежи в карбонатах нижнего девона на глубине 4000-4200 м. В центральной части НГО выявлены Дюсушевское, Ардалинское, Западно- и Северно-Хоседаюское и др.месторождения (рифогенные отложения верхнего девона, глубины до 3500 м), на ЮВ НГО – Салюкинское, Среднемакарихинское (залежи в Р-С, силуре и ордовике).

Варандей-Адзьвинская НГО объединяет структуры крупных валов Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинского и др. На валу Сорокина разведана группа нефтяных месторождений с залежами в Д₁, Д₃, Р-С карбонатных, Р₁ (кунгурских), Р₂ и Т терригенных породах (Варандей, Торавей, Наульское, Лабоганское, Седьягинское, Хосолтинское и др.) на глубинах от 880 до 4100 м. Нефти в триасовом комплексе тяжелые, плотность до 0,955 г/см³. На акваториальном продолжении вала Сорокина – крупное Приразломное месторождение (залежи в пермо-карбоне), Северо-Гуляевское и Долгинское (самое крупное на шельфе Печорского моря, запасы превышают Приразломное в 3 раза). Для нефти и газа этих месторождений характерна повышенная сернистость. Например, на Северо-Гуляевском месторождении содержание сероводорода в газе составляет 12,6%.

К валу Гамбурцева приурочены средние по запасам месторождения (Надейюсское, Хосырейское) с залежами преимущественно в нижнедевонских известняках и доломитах на глубине 2200-4300 м. Сарембой-Леккейягинский вал – месторождения Северо-Сарембойское, Мядсейское, Тобойское и др., Д₁ и Д₃ карбонаты.

П р и р а з л о м н о е нефтяное месторождение открыто в 1989 г., крупное. Приурочено к северной периклинали вала Сорокина. Ловушка пластовая сводовая, тектонически экранированная, основной НГК – карбонатынижнепермские и каменноугольные, глубина залегания залежей – 2260-2288 м. Нефть тяжелая (0,908-0,928), этим обстоятельством сдерживается его ввод в разработку.

С е в е р о – Г у л я е в с к о е нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1986 г., относится к категории средних. Приурочено к Гуляевскому валу северо-западного простирания. Ловушка пластовая сводовая, основные НГК – терригенные верхнепермские и карбонатные каменноугольные и нижнепермские отложения. Глубина залегания нефти 2212-2288 м, газа – 2712-2815 м. Плотность нефти 0,9.

Малоземельско-Колгуевская НГО приурочена к одноименной моноклинали в северо-восточной части Ижма-Печорской впадины. Продуктивен мезозойский НГК. В акваториальной части НГО на о-ве Колгуев открыто Песчаноозерское и Тарское месторождения с Н и ГК залежами в песчаниках Т₁, залегающими на глубинах 1300-1600 м.

Наибольшей концентрацией УВ на суше характеризуются Колвинская и Хорейверская НГО, в которых преобладают Н и НГ залежи. Наибольшими запасами обладают среднедевонско-нижнефранский и верхневизейско-нижнепермский НГК (3-ий и 6-ой).

Основную часть добычи обеспечивает Харьяго-Усинский ЦНД (центр нефтедобычи). Шесть месторождений: Харьягинское, Усинское, Возейское, Верхнее Возейское, Ардалинское, Сандивейское обеспечивают 60% добычи.

Перспективы ТПП связаны с приростами запасов на шельфе Печорского моря, где уже открыты 4 месторождения, средние и крупные. Доразведка мезозойского, силурийско-нижнедевонского, нижнекаменноугольного НГК.