Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция в настоящее время является одним из основных регионов России, где неуклонно происходит наращивание нефтегазового потенциала. Отметим, что только с 1988 по 1993г. здесь было открыто 62 месторождения с залежами нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском, семилукско-турнейском и среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносных комплексах, при этом 80 % прироста промышленных запасов нефти было получено из первых двух комплексов. Всего в провинции открыто 175 месторождений нефти и газа (рис.1); из них только 24 находятся в промышленной разработке.
В результате многолетних исследований, проводимых местными производственными организациями (Ухтанефтегазгеология, Архангельскгеология, Печорагеофизика, Коминефть и др.) и коллективами научно-исследовательских институтов (ВНИГРИ, ТПО ВНИГРИ, Институт геологии Коми филиала, ИГиРГИ и др.), достигнут высокий уровень изученности рассматриваемой провинции, позволяющий вполне достоверно оценивать ее реальный нефтегазоносный потенциал.
Сотрудники ИГиРГИ принимали активное участие в решении целого ряда вопросов. В последние годы исследования были направлены на дальнейшее углубленное изучение и уточнение региональных и зональных тектонических и палеотектонических, литолого-фациальных и формационных, геохимических и термобарических критериев прогноза нефтегазоносности отдельных комплексов осадочного чехла. Были существенно уточнены региональные схемы стратиграфии и корреляции разрезов ряда продуктивных толщ (ордовикско-силурийской, девонской, особенно рифосодержащей верхнедевонской), проведен формационный анализ отложений всего осадочного чехла с выделением главных нефтегазосодержащих формаций. Большое внимание было уделено сравнительному изучению особенностей строения и нефтегазоносности карбонатных формаций верхнего девона - турне Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций, позволившему выявить между ними определенные черты сходства и различия и на этой основе провести типизацию развитых в этих комплексах органогенных построек.
Продолжались геохимические и палеогеотермические исследования, направленные на углубленное изучение нефтегазогенерирующей способности палеозойских пород в различных тектонических зонах провинции, определение в них уровня термогенной зрелости рассеянного органического вещества с учетом реализации их нефтегазогенерирующего потенциала, а также на разработку критериев раздельного прогноза нефте- и газоносности территории с применением новых оригинальных методик.
Для южных районов провинции, где основным объектом поисков продолжают оставаться терригенные отложения девона, и отмечается снижение эффективности поисково-разведочных работ, выработаны зональные тектонические и литолого-фациальные критерии прогноза их нефтегазоносности,
Обобщая результаты изучения проблемы закономерностей размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции разных исследователей [1,2,3,6], можно сформулировать следующие общие положения.
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.1). 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.
Важную роль в размещении залежей нефти и газа играет и литолого-фациальный состав вмещающих отложений. Так, отложения нижнего девона в составе верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса нефтеносны только в северо-восточных районах Хорейверской впадины и в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, где они непосредственно перекрыты региональной кыновской покрышкой (рис.2). В южной половине Хорейверской впадины нефтеносны отдельные горизонты чистых известняков и доломитов в макарихинской, сандивейской и веякской свитах нижнего силура, выходящие на поверхность предкыновского размыва [4]. Большое влияние на формирование в них пород-коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа оказали тектоническая раздробленность отложений и процессы размыва и выщелачивания. На отдельных месторождениях (Верхне-Возейское, Северо-Баганское) глубина развития коллекторов этого типа достигает 170 м. Напротив, в тех местах, где на поверхность предкыновского размыва выходят глинистые пачки карбонатов, залежи нефти в них отсутствуют даже при наличии благоприятных структурных условий.
Аналогичный характер развития коллекторов отмечается также в нижнедевонских известняково-доломитовых пачках, непосредственно выходящих на поверхность предкыновского размыва в Варандей-Адзьвинской зоне и примыкающей к ней восточной окраине Хорейверской впадины.
В среднедевонско-нижнефранском комплексе наблюдается определенная связь большинства месторождений, в том числе всех крупных, с районами развития мощных толщ переслаивания глинистых и песчаных пачек среднего девона в пределах грабенообразных палеопрогибов Печоро-Колвинского авлакогена, Мичаю-Пашнинского и Ухто-Ижемского валов. Однако в тех районах, где породы этого комплекса испытали палеопогружения на глубину более 5 км и высокие палеотемпературы, залежи в них редки или вовсе отсутствуют вследствие уплотнения песчаных пород и ухудшения их коллекторских свойств (северная часть Печоро-Колвинского авлакогена, а также большая северная половина Печоро-Кожвинского мегавала, Предуральский прогиб).
Весьма сложное строение природных резервуаров характерно для доманиково-турнейского комплекса, что связано с резкой фациальной изменчивостью слагающих его отложений, сложным сочетанием мелководно-шельфовых образований, краевых рифовых построек, биогермных тел в терригенных и карбонатных клиноформах, одиночных карбонатных банок и массивов среди битуминозных доманикоидных фаций так называемой тройственной формации. Большинство залежей в этом комплексе располагается на юге и севере провинции в зоне краевых франско-фаменских рифов и изолированных карбонатных банок, обладающих большими объемами пород-коллекторов, экранированных зональными верхнефаменскими или нижне-среднефаменскими глинистыми покрышками (см. рис.2).
Литолого-фациальный состав верхневизейско-нижнепермского комплекса также оказывает сильное влияние на характер размещения в нем залежей нефти и газа. По своему составу этот комплекс состоит из двух частей. Нижняя его часть, относящаяся к каменноугольной системе, отличается довольно выдержанным литолого-фациальным составом мелководных карбонатов, а верхняя часть
- верхи карбона и низы перми – характеризуется резкой фациальной изменчивостью, сочетанием рифобанковых образований и депрессионных фаций, напоминающих строение верхнедевонской тройственной формации. Распространение рифобанковых и депрессионных фаций итого комплекса показано на рис.2. В северной части провинции эти фации распространяются на обширных пространствах к востоку от западной границы Печоро-Колвинского авлакогена в сторону Предуральского прогиба и на север в акваторию Баренцева моря.
На юге провинции залежи в этом комплексе, в основном, связаны с каменноугольными карбонатами в краевом прогибе (газовые и газоконденсатные) и, реже, с нижнепермскими мелководно-шельфовыми карбонатами на Мичаю-Пашнинском валу. На севере провинции западная граница промышленной нефтегазоносности комплекса совпадает с западной границей распространения депрессионных фаций сезымской свиты ассельско-сакмарского возраста. Все залежи здесь приурочены к валообразным поднятиям и заключены преимущественно в карбонатах среднего и верхнего карбона под сезымской и артинской зональными покрышками или в верхах карбона и нижнепермских рифобанковых постройках под артинской или кунгурской покрышкой. Именно благоприятное сочетание литолого-фациального состава отложений и высокоамплитудных валообразных поднятий обеспечивает высокую нефтегазонасыщенность этого комплекса в северной части провинции, где в нем сосредоточены основные разведанные запасы нефти и газа и все крупные месторождения.
В вышележащих верхнепермском и нижне-среднетриасовом терригенных комплексах залежи нефти и газа распространены
, в основном, в самых северных районах провинции (см. рис.2) и располагаются над залежами в карбонатном комплексе карбона - нижней перми, что дает основание рассматривать их как вторичные.
Подводя общий итог изучения закономерностей размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции, подчеркнем, что результаты поисково-разведочных работ последних
5-7 лет в целом подтвердили высокую концентрацию углеводородных скоплений в линейных мобильных зонах. Вместе с тем выявилась и важная роль Хорейверской впадины как крупной области нефтенакопления, высокая оценка перспектив нефтегазоносности которой давалась в комплексных отчетах ИГиРГИ за 1983 и 1985 гг. и в обобщающей статье В.И. Громека и др. [2]. К настоящему времени в этой впадине открыто более 40 месторождений нефти, среди которых есть довольно крупные - Верхне-Возейское, им. Р. Требса и др.
В настоящее время, когда достаточно четко проведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование провинции, выявлены практически все возможные нефтегазоносные комплексы в палеозойском чехле, опоискованы крупные структурные ловушки, актуальны вопросы разработки критериев зонального и локального прогноза и поисков средних и небольших по
размерам сложнопостроенных ловушек, в том числе и неантиклинальных.
Принимая во внимание довольно высокую эффективность поисков залежей нефти и газа в районах нефтедобычи или вблизи ранее открытых месторождений в предшествующие пять лет
(1988-1993 гг.), основными направлениями для проведения поисково-разведочных работ в ближайшие годы целесообразно считать ареалы распространения главных осадочных комплексов с промышленной нефтегазоносностью с учетом выявленных в них закономерностей размещения залежей нефти и газа, плотности перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов, в том числе локализованной их части. При этом для выработки критериев зонального и локального прогноза нефтегазоносности в каждой перспективной зоне необходимо углубленное изучение типов и особенностей распространения пород-коллекторов, типов ловушек, времени их формирования и других важных показателей.
Поиски новых залежей нефти в верхнеордовикско-нижнедевонском нефтегазоносном комплексе следует продолжить в основном в следующих районах:
на западном борту Хорейверской впадины, непосредственно примыкающему к Восточно-Колвинскому разлому, и на восточном склоне Колвинского мегавала, в местах развития относительно гипсометрически приподнятых
погребенных поднятий (типа Верхне-Возейского в Хорейверской впадине или типа Инзырейского в пределах Колвинского мегавала), на которых могут быть выведены под кыновскую покрышку коллекторские горизонты чистых известняков и доломитов нижнего силура (в Хорейверской впадине) и нижнего девона (на Колвинском мегавале);
на восточном борту Хорейверской впадины, в широкой полосе, расположенной к востоку от линии стратиграфического выклинивания нижнедевонских отложений, где открыты месторождения нефти (им. Р.Требса, им. А.Титова, Колвинское и др.) и выявлен еще ряд локальных поднятий, закартированных по размытой поверхности нижнего девона;
В среднедевонско-нижнефранском терригенном нефтегазоносном комплексе поисково-разведочные работы необходимо сосредоточить:
1) на юге провинции в пределах Мичаю-Пашнинского вала, а также в примыкающей к нему с запада широкой полосе (до 30 км) Тэбукской ступени, т.е. в зоне Илыч-Чикшинских разломов и мощного развития песчано-глинистых отложений среднего девона и нижнего франа, где в этом комплексе выявлен и подготовлен к бурению целый ряд локальных поднятий (Пурговское, Волчаньельское, Пиляельское, Косаюрское, Нимаельское, Савиноборское и др.);
2) на севере провинции в зоне выклинивания среднего девона, на восточном склоне Колвинского мегавала в полосе, протягивающейся к северу от Харьягинской площади до Ярейюской, а также в зонах выклинивания отложений среднего девона на северном окончании Лайского вала;
3) целесообразно также продолжить поиски локальных поднятий в зоне выклинивания комплекса в северо-восточной части Ижемской впадины, в пределах Янгытской и Кипиевской ступеней.
В доманиково-турнейском карбонатном нефтегазоносном комплексе для поисков залежей нефти по-прежнему представляет интерес краевая зона развития франских и раннефаменских рифогенных массивов на севере Хорейверской впадины (Садаягинская и Табровояхинская ступени) и северо-восточное продолжение Аресско-Сотчемьюской рифовой зоны на Омра-Лузкой седловине. Заслуживает дальнейшего изучения и барьерная зона рифогенных массивов доманикового возраста в Ижемской впадине с целью уточнения ее простирания и выявления новых рифогенных массивов, с которыми здесь связаны залежи нефти (Низевое, Макарьель).
В хорошо изученном верхневизейско-нижнепермском карбонатном нефтегазоносном комплексе основными районами поисков залежей нефти и газа по-прежнему остаются северные платформенные районы провинции, где в пределах крупных валов Печоро-Колвинского авлакогена и в Хорейверской впадине имеются реальные возможности для обнаружения залежей нефти под сезымской и артинской зональными покрышками.
Для поисков газовых и газоконденсатных месторождений в этом комплексе интерес представляют в первую очередь центральные и внутренние зоны Верхне-Печорской, Косью-Роговской и Коротаихинской впадин Предуральского и Предпайхойского краевых прогибов. В указанных впадинах необходимо выявить районы, где перспективный карбонатный комплекс карбона - нижней Перми будет непосредственно перекрыт либо сезымской, либо артинской зональными глинистыми покрышками или региональной глинисто-галогенной кунгурской покрышкой, так как появление промежуточной песчано-глинистой толщи отрицательно сказывается на сохранении в нем залежей газа.
В заключение отметим, что за последние годы условия подготовки объектов под глубокое бурение в провинции сильно усложнились. Это связано, в первую очередь, с неоднородным составом карбонатных коллекторов в верхнеордовикско-нижнедевонском и доманиково-турнейском нефтегазоносных комплексах, значительными глубинами их залегания и сложным строением ловушек углеводородов комбинированного типа (структурно-стратиграфических с литологическим или тектоническим экранами, структурно-литологических и др.) с одновременным уменьшением их размеров. Подготовка таких объектов сейсморазведкой требует разработки специальных методик полевых наблюдений и обработки полученных данных на ЭВМ.
Список литературы
Богацкий В.И., Галованъ А.С., Шафран Е.Б.
Тектоника и критерии нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции // Тектоника и критерии нефтегазоносности локальных ловушек. - М.- 1987.-С.148-158.
Громека В.И., Куреннов Н.Т., Меннер В.В.
Закономерности размещения и прогноз месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции // Научные основы поисков и разведки нефтяных месторождений. - М.- ИГиРГИ. - 1985.-С. 15-28.
Меннер В.В.
Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ северо-востока Русской плиты - М.: Наука, 1989.
Никонов Н.И., Меньший А.Г.
Зоны нефтегазонакопления в силурийско-нижнедевонских отложениях юга Хорейверской впадины // Геология нефти и газа. - 1993. - № 2.-С. 11-16.
Тектонические
критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты / B.A-Дедеев, Л.З. Аминов, В.Г. Генен, И.В. Запорождева и др. - Л.: Наука, 1986.
The general principles of regularities of oil and gas pools location in Timan-Pechora sedimentary cover are stated. The special attention is paid to tectonic evolution of the region. The large part of explored and forecasted oil resources in the province is concentrated in its platform part, in tectonic mobile zones, connected with ancient rifts, where accumulation of oil and gas source rocks, reservoirs and seals corresponded in a optimum way with favorable thermobaric conditions and structure traps. Relatively stable regions of the province played considerable role in oil and gas accumulation too. Mainly oil content is characteristic for stable zones, when some regions of mobile zones are marked by both oil and gas content, depending on the degree of tectonic and paleothermal activity. Structure factor played an important role in oil and gas pools location, specially in mobile zones, where large high-amplitude swells of inversional nature formed at the place of deep graben-like paleo-troughs at final stage of Hercynian tectogenesis. Litho-facies characteristics of containing rocks are important too for oil and gas pools location. For example, the Lower Devonian deposits contain oil only at northern-eastern regions of Khoreyver depression and Varandey-Adzva structural zone, where they are overlaid directly by regional Kyn seal. Some horizonts of pure limestones and dolomites in Makarikha, Sandivey and Veyak formations of the Lower Siluhan are oil bearing at southern part of Khoreyver depression. Prospecting works at Timan-Pechora sedimentary cover proved high concentration of hydrocarbon pools at linear mobile zones.
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.
границы надпорядковых тектонических элементов; 2 - 4 - районы с промышленной нефтегазоносностью: 2 - ордовикско-нижнедевонского комплекса, 3 - среднедевонско-нижнефранского комплекса, 4 - верхнедевонско-турнейского комплекса; 5 - границы распространения среднедевонских отложений (стрелки в сторону распространения); 6 - западная граница распространения доманиковых фаций; 7 - западная граница распространения депрессионных фаций сезымского горизонта ассельско-сакмарского возраста; 8 - граница распространения нижнепермских банок (стрелки в сторону распространения); 9 - залежи нефти и газа: а - в верхнепермских и триасовых отложениях, б - в средне-верхнекаменноугольных и нижнепермских отложениях, в - в средне-верхнекаменноугольных, нижнепермских, верхнепермских и триасовых отложениях.
