Тимано-печорская нефтегазоносная провинция. Тимано-печорский нефтегазоносный бассейн

Бассейн Особенности проектирования и строительства стационарных бассейнов Сделать на собственном участке бассейн – задача, конечно, нелегкая, но вполне осуществимая. Самой сложной конструкцией является стационарный бассейн достаточно больших размеров и глубины (рис.

Бакинский нефтегазоносный район

Персидского залива нефтегазоносный бассейн

Печорский угольный бассейн

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн молодой платформы

Терригенно-карбонатная формация триаса, развитая в западной части Восточно-Кубанского суббассейна и на большей части Западно-Кубанского, характеризуется преимущественно сапропелево-гумусовым типом ОВ. Степень катагенеза ОВ МК1(Д) и палеотемпература 50-60°С, соответствующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения пород не менее 1,4-1,6 км, т.е. со второй половины ранней юры, и прежде всего в зонах наибольших скоростей прогибания (до 60-70 м/млн. лет): в западном секторе Восточно-Кубанской впадины (ВКВ) и южном секторе Западно-Кубанского прогиба (ЗКП).

Как показывают палеотектонические реконструкции, продолжительность пребывания триасовых пород в главной зоне нефтегенерации, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпературой 160-165°С, составляет 30-40 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Восточно-Кубанского суббассейна было генерировано 60,7 млрд. т нефти. Близкие условия нефтеобразования предполагаются в Западно-Кубанском суббасейне, где в течение аналогичного этапа генерировано 32,5 млрд. т нефти.

Начиная с раннего мела при уровне МК4 и до современной стадии катагенетического преобразования ОВ – АК1 и АК2, отмеченные нефтегазоносные суббассейны развивались как газоносные, что в соответствии с принятой схемой вертикальной зональности нефтегазообразования отвечает главной фазе генерации газа. На протяжении отмеченных стадий преобразования органического вещества нефтематеринскими осадками триасовой формации генерировано углеводородного газа в пределах ВКВ 73,6 трлн. м3, ЗКП – 52,6 трлн. м3. Завершение начальной фазы газообразования в Восточно-Кубанском и Западно-Кубанском суббассейнах сопровождалось активной эмиграцией седиментационных вод. В течение главной фазы нефтегенерации к концу поздней юры из глинистых пород было отжато максимальное количество последних – 6100 млрд. т в ВКВ и 3600 млрд. т в ЗКП. Это обеспечило оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы формации.

В Северо-Кубанском суббассейне (рис. 50) при гумусовом типе ОВ в породах генерация нефти практически не происходила. Термобарические условия ГФН со степенью катагенеза МК1 наступили лишь к концу мелового времени, когда почти полностью завершился процесс эмиграции из глин седиментационных поровых вод. Последующая эволюция суббассейна с ростом степени катагенеза вплоть до современной (АК1) протекала при доминирующем влиянии процессов газогенерации, в результате которых генерировано 21 трлн. м3 углеводородного газа.

На рис. 51 представлена карта перспектив нефтегазоносности триасовых отложений на тектонодинамической генетической основе, где: 1 – области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (суббассейн), включая Адыгейский выступ, со средней скоростью седиментации 35 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанский прогиб (суббассейн) со скоростью седиментации 30 м/млн. лет; 2 – масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях триаса; в знаменателе – количество нефти и газа в зонах нефтегазонакопления; 3 – районирование триасовых отложений по перспективам нефтегазоносности на динамотектонической основе: ВП – высокоперспективная зона на нефть и газ (Челбасско-Некрасовская – в основном на газ); МП – малоперспективные зоны: южная – в области развития рифовых фаций на северном склоне Кавказа (СЗК) и смежной части Западно-Кубанского прогиба и северная Ирклиевско-Ладовская (ИЛ) – в области развития трещинно-поровых коллекторов в среднем триасе и карбонатных – в нижнем; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная зона; 4 – зоны, перспективные на нефть и газ: а – более достоверные, б – менее достоверные; 5 – перспективные на газ: промышленные притоки газа (а), нефтепроявления (б), газопроявления (в); 7 – границы распространения отложений триаса в пределах основных геоструктурных зон, установленные и предполагаемые; 8 – западная граница зоны с возможным локальным развитием триасовых рифогенных отложений; 9 – предполагаемые зоны локальных поднятий: более достоверные (а), менее достоверные (б); 10 – границы между основными тектоническими зонами (разрывные); 11 – зоны тектонического экранирования, наиболее благоприятные для формирования ловушек и залежей и поисково-разведочных работ; глубина залегания перспективных горизонтов, м; 12 – прогнозируемые антиклинальные зоны в триасе; 13 – локальные складки: а – на дневной поверхности (СЗК), б – предполагаемые в «закрытой части» региона; 14 – изогипсы кровли фундамента, м; 15 –

Для триасовых формаций трех суббассейнов в прогнозируемых зонах преимущественного нефтенакопления и газонакопления определены следующие масштабы аккумуляции УВ (рис. 51): в Восточно-Кубанском суббассейне – нефти 121 млн. т, газа 397 млрд. м3, в Западно-Кубанском – нефти 117 млн. т, газа 379 млрд. м3 и Северо-Кубанском – газа 427 млрд. м3. Основные методические принципы и расчетные параметры рассмотрены на примере триасового НГК, результаты оценки по каждому суббассейну также приведены на карте (рис. 51).

Нефтегазоматеринские осадки нижней юры, как показывают расчеты и построения, характеризуясь на большей части осадочно-породного бассейна сапропелево-гумусовым ОВ, достигают к началу поздней юры при глубине погружения 1,5-1,6 км термобарических условий ГФН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 50-55°С). Глинистые отложения средней юры при сапропелевом и реже смешанном типе ОВ в поздней юре входят в главную зону нефтеобразования: в Восточно-Кубанском суббассейне с глубины 1,5-1,8 км, в Западно-Кубанском – 1,7-1,8 км (палеотемпература 55-60°С). Скорости погружения осадков до 50 м/млн. лет определяют размещение основных очагов нефте- и газогенерации на большей части Восточно-Кубанского и в южном секторе – Западно-Кубанского суббассейнов.

В конце мелового времени к моменту завершения ГФН (градация МК4, критическая температура для жидкой фазы УВ 160-165°С) ареал нижнеюрского очага нефтегенерации достигает на севере Чамлыкской площади. В среднеюрской формации в Восточно-Кубанском и, по-видимому, в Западно-Кубанском суббассейнах нефтеобразование продолжалось до конца палеоценового времени при тех же критических термобарических условиях с расширением ареала очага генерации вслед за зоной увеличенных скоростей прогибания к северу до Кошехабльской и Абхазской площадей. Процессы нефтенакопления завершились для нижнеюрских отложений в раннем мелу, а среднеюрских – к палеогену, когда из уплотняющихся глинистых пород были отжаты основные объёмы поровых седиментационных вод: соответственно более 4000 и 2000 млрд. т в ВКВ и более 7000 и 3000 млрд. т – в ЗКП.

Важнейшие расчетные параметры для оценки масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов углеводородов в отложениях нижней и средней юры приведены для суббассейнов на карте (рис. 52).

В течение ГФН нефтематеринскими осадками нижней и средней юры генерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 41 и 27 млрд. т, в Западно-Кубанском – 88 и 55 млрд. т. С завершением ГФН и вступлением отложений в процессе литогенеза в ГЗГ начался газовый этап эволюции суббассейнов (от степени катагенеза МК4 до МК5 – АК1), продолжавшийся в течение неогенового времени. На протяжении ГФН и ГФГ глинистыми породами нижнесреднеюрской формации было генерировано углеводородного газа в ВКВ 37,5 трлн. м3 в нижней юре и 17 трлн. м3 – в средней, в ЗКП – соответственно, 99,5 и 44,8 трлн. м3.

Более высокий темп погружения отложений в южной части Восточно-Кубанского и Западно-Кубанского суббассейнов обусловил более раннее вступление нефтегазоматеринских пород в ГЗН и активную генерацию нефти. Очаги нефтегазогенерации и нефтегазонакопления, таким образом, и здесь связаны с зонами наибольших скоростей и амплитуд прогибания в ранней и средней юре. Максимальные градиенты геостатических давлений отмечаются по западному и южному бортам ВКВ и вдоль южного крыла Шапсуго-Апшеронского вала в ЗКП, что определяет положение основных путей миграции углеводородных флюидов. Наличие мощных песчаных литофаций и зон развития трещиноватости на ряде месторождений и площадей (Юбилейном, Майкопском, Баракаевском, Удобненской, Восточно-Кубанской и др.) делает обоснованными расчеты, свидетельствующие о максимальных масштабах накопления нефти и газа.

Исходя из принятых выше геологических аналогий с учётом фактических данных о нефтегазоносности синхроничных формаций, принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции: нефти – от 0,001 до 0,035 и газа – 0,8-0,9 для ВКВ и, соответственно, от 0,0005 до 0,02 и 0,8-0,95 для – ЗКП. Коэффициенты аккумуляции для тех же суббассейнов принимаются соответственно: от 0,01 до 0,12 и 0,006-0,008 для ВКВ; от 0,01 до 0,07 и 0,006-0,008 – для ЗКП.

На карте перспектив нефтегазоносности отложений нижней юры на тектонодинамической генетической основе (рис. 62) представлены результаты расчета масштабов генерации, аккумуляции УВ, т.е. данные для расчета начальных потенциальных ресурсов нефти и газа:

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 35 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3), аккумулированное в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование нижнеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической генетической основе: ВП – высокоперспективная, преимущественно на газ, Спокойненская зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 26 до 75%; П – перспективная на нефть и газ зона с ловушками тектонически экранированного, структурного и литологического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 10 до 25%; МП – менее перспективная на газ зона с предполагаемыми ловушками литолого-стратиграфического типа в выклинивающихся базальных песчаниках нижней юры с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%; МП – малоперспективная на газ зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов ≤10%; НУ – зона неустановленной перспективности;
4. региональные зоны литологического выклинивания песчаников нижней юры;
5. газоконденсатные месторождения и залежи;
6. интенсивные газопроявления в скважинах;
7. предполагаемая зона нефтегазонакопления с ловушками тектонически-экранированного типа;
8. прогнозируемые зоны нефтегазонакопления с предполагаемыми ловушками литологического и стратиграфического типов;
9. участки зон нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей (а – в структурных и тектонически-экранированных ловушках, б – в литолого-стратиграфических ловушках) и постановки поисково-разведочных работ с глубиной залегания перспективных горизонтов, м;
10. изогипсы кровли фундамента, м; 12 – первоочередные объекты для бурения.

На рис. 53 представлена карта перспектив нефтегазоносности отложений средней юры на тектонодинамической и генетической основе, где:

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 40 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях средней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование среднеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической генетической основе: П – перспективные на нефть и газ зоны: Спокойненская (СП), Шапсуго-Апшеронская (ША) и Кошехабльская (К) с ловушками тектонически-экранированного, структурного и литологического типов, а также на газ – зоны литологического выклинивания с коэффициентом сохранения поровых коллекторов 10-30%; МП – малоперспективная на газ зона с ловушками структурного и литологического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов ≤10%; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная для поисков нефти и газа зона северного склона Кавказа (СЗК);
4. зоны выклинивания песчаников средней юры с литологическими и тектонически-экранированными ловушками;
5. региональная зона литологического выклинивания песчаников средней юры;
6. непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);
7. участки гидродинамической связи песчаных горизонтов средней юры с базальными горизонтами нижнего мела или зоной инфильтрации атмосферных вод;
8. зоны нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей литологического (а), структурно-литологического (б) типов и постановки поисковоразведочных работ, глубина залегания перспективных горизонтов, м;
9. границы геоструктурных зон; 12 – изогипсы поверхности фундамента, м; 13 – первоочередные объекты для бурения.

Для формаций нижней и средней юры трех суббассейнов при прогнозируемых объемах и распространении пород-коллекторов в зонах нефтегазонакопления масштабы накопления УВ составляют: в Восточно-Кубанском суббассейне – нефти 196 млн. т, газа 325 млрд. м3; в Западно-Кубанском суббассейне – нефти 118 млн. т, газа 860 млрд. м3, в Северо-Кубанском – газа 214 млрд. м3.
Таким образом, в течение юрского времени эволюция нефтегазоносного бассейна происходила при определяющем влиянии процессов прогрессивного катагенеза органического вещества и активного нефтегазообразования.

Нефтематеринские осадки келловея, характеризуясь сапропелевогумусовым типом ОВ, достигают на участках интенсивного прогибания суббассейнов к началу раннего мела термобарических параметров ГФН (палеотемпература 50-60°С, уровень катагенеза МК1). При скоростях более 50 м/млн. лет глубина погружения пород формации в южном секторе ВКВ и ЗКП в меловое время, равная 1,8-2,0 км, обеспечивает уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН.

К моменту выхода отложений из главной зоны нефтеобразования в раннем неогене ареал области нефтегенерации, расширяясь в направлении «миграции» зон максимальных скоростей, в Восточно-Кубанском суббассейне достиг на севере Кошехабльской площади, а в Западно-Кубанском – Арешкинской. В майкопское время осадки терригенно-карбонатной формации келловея и карбонатной – оксфорда вышли из ГЗН (МК3) и вошли в термобарические условия главной фазы газообразования. Катагенетическая эволюция нефтегазоносного бассейна со стадии катагенеза MK4 продолжалась в направлении газогенерации вплоть до современного уровня (МК5).

За период пребывания глинистых пород келловея и оксфорда в ГЗН было генерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 28 млрд. т, в ЗападноКубанском − 22 млрд. т, масштабы образования газа в течение ГФН и ГЗН составили 21 трлн. м3 в ВКВ и 15 трлн. м3 – в ЗКП. В северной части каждого суббасейна отложения на всех стадиях катагенетического преобразования испытывали
погружение со скоростями не более 20-25 м/млн. лет, что не обеспечило необходимых амплитуд прогибания и привело к существенной задержке ГФН (почти до верхнего палеогена) и активному газообразованию. В центральной части суббассейнов ГФН к этому времени завершилась с отжатием последних объемов поровых седиментационных вод. Северные зоны суббасейнов, таким образом, на протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории представляли зоны преимущественно газогенерации и газонакопления.

Основными очагами нефтегазогенерации в формациях верхней юры, связанными генетически с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания, являются овалы прогибания в южной части ВКВ и ЗКП. Широкое развитие здесь песчаных литофаций и трещиноватости способствовало образованию зон нефтегазонакопления и максимальной концентрации в них ресурсов как нефти, так и газа.

С использованием указанных соотношений принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции для расчета масштабов нефтегазонакопления в формациях верхней юры. Коэффициенты эмиграции для Восточно-Кубанского суббассейна: нефти – 0,03 (на этапе ГФН), газа – 0,8-0,9; для Западно-Кубанского: нефти – 0,02, газа – 0,85-0,95; коэффициенты аккумуляции: нефти – 0,12 для обоих суббассейнов (на этапе ГФН) и газа – от 0,006 до 0,01.

Масштабы нефтенакопления в пределах ВКВ определяются в 102 млн. т, в ЗКП − в 52 млн. т; масштабы газонакопления в течение ГФН и ГФГ составляют в ВКВ 150 млрд. м3, в ЗКП − 141 млрд. м3. На локальных участках северной части бассейна генерировано газа 4,5 млрд. м3. Следовательно, как и на среднеюрском этапе, важнейшей особенностью эволюции НГБ являлись интенсивное катагенное преобразование сапропелевого ОВ пород келловея-оксфорда и активная нефтегенерация, что видно из карты перспектив нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

На рис. 54 приведена карта перспектив нефтегазоносности отложений верхней юры (на тектонодинамической и генетической основе), где

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 35-40 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская
   со средней скоростью седиментации 25 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления (в зонах нефтегазонакопления): в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях верхней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование верхнеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и генетической основе: ВП – высокоперспективная на нефть и газ Кошехабльско-Юбилейная зона с коэффициентом сохранения коллекторов от 15 до 40%; П –перспективные на нефть – Баракаевская (БР), на нефть и газ – СпокойненскоВознесенская (СВ), Шапсуго-Апшеронская (ША) зоны нефтегазонакопления и газ – Южно-Советско-Соколовская зона с коэффициентом сохранения коллекторов от 5 до 15%; мП – менее перспективная на газ Западно-Кубанская зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 5 до 15%; МП – малоперспективные зоны на газ со структурными и литологическими ловушками с коэффициентом сохранения поровых коллекторов менее 5%; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная зона северного склона Кавказа (СЗК);
4. зоны выклинивания песчаников келловея и литологических ловушек;
5. предполагаемые нефтяные (а) и газовые (б) залежи в песчаниках келловея и известняках оксфорда;
6. непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);
7. участки зон нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей и постановки поисково-разведочных работ, максимальная глубина залегания перспективных горизонтов, м;
8. границы геоструктурных зон;
9. первоочередные объекты для бурения.

Глинистые осадки терригенной формации нижнего мела, характеризуясь преимущественно гумусовым, а в Западно-Кубанском суббассейне – гумусовосапропелевым типом ОВ, достигают в раннем миоцене на южном участке активного прогибания в ЗКП термобарических условий ГФН (палеотемпература 50-55°С, МК1). При скорости погружения около 60 м/млн. лет уже в конце мела глубина залегания нефтегазоматеринской толщи, равная 1,3-1,5 км, обеспечивала степень катагенеза MK1, отвечающую ГЗН. В Восточно-Кубанском суббассейне при гумусовом, реже смешаном, фациально-генетическом типе ОВ и темпе прогибания до 30 м/млн. лет условия ГФН хотя и достигались, но активной генерации нефти не было.

Характерной особенностью эволюции Восточно-Кубанского и Северо-Кубанского суббассейнов являлись интенсивная гидрослюдизация в процессе литогенеза и преобладание гумусового ОВ в интервале катагенеза ПК3 – МК3 с генерацией значительного количества углеводородного газа. Эволюция Западно-Кубанского суббассейна по выходе отложений из ГЗН продолжалась в направлении генерации газа.

В Западно-Кубанском суббассейне в период пребывания нефтегазоматеринских пород нижнемеловой формации в ГЗН было генерировано нефти 31 млрд. т, газа (до современного уровня катагенеза – MK4-МК5) – 34 трлн. м3. С периодом завершения ГФН в южном секторе суббассейна в среднем миоцене совпадает отжатие основных объемов поровых седиментационных вод − 6700 млрд. т. Это создало необходимые условия для активного газонефтенакопления в меловых формациях. В Восточно-Кубанском суббассейне в близком режиме катагенеза было генерировано 0,6 млрд. т нефти и 4,2 трлн. м3 газа. Основные очаги нефтегазогенерации прогнозируются на участках с максимальными скоростями и амплитудой прогибания. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давлений отмечаются в южном секторе ЗКП по южному крылу Шапсуго-Апшеронского вала и вдоль смежного южного борта прогиба, а также по западному борту ВКП. В этих районах предполагаются и главные направления миграции жидких и газообразных углеводородов. Вполне обоснованно рассматривать овалы наиболее интенсивного прогибания в качестве очагов максимального нефтегазообразования.

Для расчета масштабов нефтегазонакопления в меловых формациях Западно-Кубанского, Восточно-Кубанского и Северного суббассейнов принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции. Для Западно-Кубанского суббассейна коэффициент эмиграции: нефти – 0,02, газа –
0,9-0,95; аккумуляции нефти – 0,07 (для условий ГФН), газа – 0,006-0,008. Для Восточно-Кубанского коэффициент эмиграции нефти – 0,0005, газа – 0,95; аккумуляции нефти – 0,007, газа – 0,1. В Северном суббассейне происходила генерация только газа, коэффициент эмиграции газа составлял 0,95, а аккумуляции – 0,08. На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции, прогнозирумых объемов и распространения коллекторов терригенной формации масштабы накопления УВ определяются в пределах Восточно-Кубанского суббассейна в 0,02 млн. т нефти и 399 млрд. м3 газа; в Западно-Кубанском суббассейне − 19 млн. т нефти и 260 млрд. м3 газа. Эти данные отражены на карте перспектив нефтегазоносности нижнемеловых отложений (рис. 55), где

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 25-30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 15 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижнего мела; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование нижнемеловых отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и генетической основе: ВП – высокоперспективные на нефть и газ Хадыженская зона (ХД) с коэффициентом сохранения поровых коллекторов свыше 50% и прогнозируемая Северо-Таманская зона (СТ); П – перспективные на газ ЛадожскоНекрасовская (ЛН), Заречно-Шунтукская (ЗШ), Ачуевско-Чебургольская (АЧ) зоны с коэффициентами сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%; МП – малоперспективные зоны газонакопления в условиях структурных и литологических ловушек с коэффициентом сохранения поровых коллекторов менее 25%; НУ – зоны неустановленной перспективности; БП – бесперспективная территория;
4. зоны выклинивания горизонтов и мощных пачек песчано-алевритовых пород;
5. газонефтяные (а) и газоконденсатные (б) залежи;
6. непромышленные притоки нефти (а), газа (б);
7. интенсивные нефтепроявления (а) и газопроявления (б) в скважинах;
8. участки зон выклинивания с предполагаемыми ловушками литологического и структурно-литологического типов;
9. участки зон газонефтенакопления и газонакопления, наиболее перспективные для формирования литологических (а), структурных (б) залежей и поисково-разведочного бурения; максимальная глубина залегания перспективных горизонтов, м;
10. границы геоструктурных зон;
11. изогипсы подошвы нижнемеловых отложений;
12. первоочередные объекты для бурения.

Процесс эволюции нефтегазоносного бассейна на нижнемеловом этапе характеризуется интенсивным катагенетическим преобразованием ОВ и достижением на участке наиболее интенсивного прогибания в южном секторе ЗКП условий ГЗН. Эволюция Восточно-Кубанского и Северо-Кубанского суббассейнов при доминирующем гумусовом типе ОВ в осадках происходила в направлении интенсивного катагенного преобразования ОВ от градации МК1 до современной (МК4-МК5), сопровождающейся активной генерацией газа. Этому способствовали процессы гидрослюдизации в глинах.

Таким образом, в эволюции Азово-Кубанского осадочно-породного бассейна с превращением в нефтегазоносный четко выделяются три этапа. Начальный этап относительно слабого катагенетического изменения пород и ОВ (до градации МК1), отвечающий первой фазе газообразования и интенсивного обезвоживания толщи; второй этап – более интенсивного катагенеза (от МК1 до МК3) и широкого развития процессов монтмориллонитизации, активного нефтеобразования в толщах с сапропелевым и смешанным ОВ и почти полной эмиграции из глин поровых вод. Третий этап – наиболее интенсивного катагенетического изменения пород (от МК4 до МК5 и выше), гидрослюдизации глинистых минералов и вступления нефтегазоматеринских отложений в главную зону генерации газа.

Как показывает сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности, из мезозойский формаций максимальные масштабы генерации нефти характерны для юрских терригенных формаций Западно-Кубанского и Восточно-Кубанского суббассейнов. Триасовые и нижнемеловые формации отличаются, соответственно, меньшими продуцирующими возможностями, хотя масштабы образования жидких углеводородов в них превышают первые десятки миллиардов тонн. Наибольшие масштабы генерации газа свойственны нижне-среднеюрским терригенным формациям ЗКП, триасовым формациям ЗКП и ВКВ, нижне-среднеюрским ВКВ и нижнемеловым ЗКП. По плотностям генерации нефти доминирующее положение занимают юрские формации ЗКП и ВКВ и нижнемеловые ЗКП. По величине удельных запасов газа в порядке уменьшения следуют нижне-среднеюрский комплекс ЗКП и ВКВ, триасовый и нижнемеловой комплексы ЗКП, триасовый Восточно-Кубанского суббассейна.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн древней платформы

Расчет ресурсов нефти и газа выполнялся на примере Верхнепечорского суббассейна и дополнялся данными по Тимано-Печорскому НГБ. Палеозойские формации Верхнепечорского суббассейна характеризуются следующими геолого-генетическими данными. Терригенно-карбонатные отложения ордовикско-нижнедевонского комплекса с преимущественно сапропелевым ОВ к началу турнейского века имели степень катагенеза ОВ МК1 (уровень углефикации «Д») и палеотемпературу 50-60°С, соответствующую началу ГЗН при глубине погружения пород не менее 1,6-1,7 км. Как показывают построения, продолжительность пребывания ордовикско-нижнедевонских пород в условиях ГЗН в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической температурой 160-165°С составляет 40-50 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Верхнепечорского суббассейна генерировано 131,2 млрд.т нефти, что видно из карты перспектив нефтегазоносности (рис. 56). Ордовиксконижнедевонским комплексом Тимано-Печорского НГБ произведено за тот же период 3442,9 мрд. т нефти.

На рис. 56 обозначено: А – Денисовская впадина со смежной зоной Арктического шельфа, Б – Верхнепечорская впадина с Западно-Уральским складчато-надвиговым поясом, В – Среднепечорское поднятие и Большесынинская впадина, Г –принадвиговая зона Косью-Роговской впадины, Д – Хорейверская впадина, Колвинский мегавал со смежной зоной арктического шельфа, Ж – Ижма-Печорская впадина, Е – Печоро-Кожвинский мегавал и смежная зона Болыпесынинской впадины; основные нефтегазоносные области (НГО); I – Тиманская, II – Ижма-Печорская, III – Печоро-Колвинская, IV – Хорейверская, IVa – Варандей-Адзьвинская, V – Северо-Предуралъская; основные нефтегазовые месторождения:

1. Курьинское ГК,
2. Рассохинское ГК,
3. Верхне-Омринское Н,
4. Нижне-Омринское ГН,
5. Седьельское ГН,
6. Северо-Седьельское Г,
7. Ярегское Н,
8. Войвожское НГ,
9. Джьерское Н,
10. Ваньюское Н,
11. Лемьюское Н,
12. Мичаюское Н,
13. Пашнинское ГКН,
14. Вуктыльское ГК,
15. Югид-Вуктыльское Г,
16. Зап.-Соплеское ГК,
17. Югидское ГКН,
18. Кыртаельское ГКН,
19. Лиственичное Н,
20. Сев. Лиственичное Н,
21. Аранецкое Г,
22. Печорогородское ГК,
23. Печорокожвинское ПС,
24. Верхне-Грубешорское Н,
25. Пашшорское Н,
26. Командиршорское Н,
27. Шапкинское Н,
28. Ванейвиское ГН,
29. Ваcилковокое ГК,
30. Лаявожское НГК,
31. Северо-Командиршорское ГН,
32. Верхнеамдермаельское ГК,
33. Усинское Н,
34. Возейское Н,
35. Харьягинское Н,
36. Ярейюское ГКН,
37. Хыльчуюское ГКН,
38. Северо-Хоседаюское Н,
39. Макарихинское Н,
40. Сев. Баганское Н,
41. Центрально-Сынинское Н,
42. Хосолтинское Н,
43. Седьягинское Н,
44. Наульское Н,
45. Ю.-Торавейское Н,
46. Торавейское Н,
47. Варандейское Н,
48. Сарембойское Н,
49. Хасырейское Н,
50. Интинское ГК,
51. Кожимское ГК,
52. Падимейское ГН,
53. Поморское ГК,
54. Северо-Гуляевское НГК,
55. Приразломное Н.

На этапе протокатагенеза (до конца верхнего девона) Верхнепечорский суббассейн развивался как газоносный. Аналогичным, но более интенсивным, было его развитие, начиная с позднеартинского времени, когда при уровне катагенеза МК4 нефтегазоматеринские отложения достигли главной зоны газообразования. Генерация газа продолжалась вплоть до современной стадии катагенетического преобразования ОВ – АК1 и АК2. На протяжении отмеченных стадий эволюции суббассейна нефтематеринскими осадками комплекса генерировано 143,1 трлн. м3 углеводородного газа, в Тимано-Печорском бассейне в целом за тот же период образовано 1158,4 трлн. м3 газа.

Соответственно в принятом для современного этапа объеме породколлекторов 7270 км3 масштабы аккумуляции составили: нефти – 262,4 млн. т и газа – 2575,8 млрд. м3, а для ТП НГБ – 11782,8 млн. м3.

Нефтегазоматеринские осадки среднего девона, характеризуясь на большей части Верхнепечорского суббассейна гумусово-сапропелевым типом ОВ, достигают к началу ранневизейского времени (при глубине погружения 1,6-1,8 км) термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 55-60°С). Продолжительность пребывания среднедевонских нефтегазоматеринских пород в условиях ГЗН – около 50 млн. лет. Как газоносный, по среднедевонскому комплексу суббассейн развивался, начиная с позднеартинского времени (от степени катагенеза МК4 до МК5-АК1), количество генерированных газообразных углеводородов составило 24,9 трлн. м3 (рис. 57), а для бассейна в целом при близких условиях – 216,7 трлн. м3. Масштабы накопления нефти НМ породами комплекса рассчитаны в объеме 38,6 млн. т, а газа – 448,2 млрд. м3, в ТП НГБ – 2537,6 млн. т и 1594,1 мрд. м3. Объемы эмиграции элизионных вод в количестве менее 2000 км3 на этапе протокатагенеза и за геологическую историю – 5518 км3 обеспечивали (даже с учетом 50-75% рассеивания УВ) формирование залежей в коллекторах комплекса.

Карбонатные и глинисто-карбонатные осадки верхнего девона-турне, характеризуясь в основном сапропелевым типом ОВ, достигли в центральной наиболее активно прогибающейся части суббасейна к началу среднего карбона термобарических параметров ГЗН. При скоростях прогибания до 50 м/млн. лет глубина погружения пород комплекса в среднекарбоновое время, равная 1,8-2,0 км, обеспечивала уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН. К моменту выхода отложений из ГЗН в начале поздней перми при палеотемпературе 160-165°С ареал нефтегенерации достиг внешней зоны западного борта ВПВ. В конце верхнепермского времени нефтематеринские карбонатные осадки комплекса вышли из ГЗН и вошли в термобарические условия ГЗГ, которые сохраняются вплоть до современной эпохи.

За период пребывания пород в ГЗГ генерировано нефти в суббассейне 31,5 млрд. т; масштабы образования газа в течение ГФН и ГФГ составили 15,6 трлн. м3, а в бассейне в целом – 2398,5 млрд. т и 780,5 трлн. м3. Основными очагами нефтегазогенерации в девонском комплексе, генетически связанными с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания (до 70-80 м/млн. лет и более, от 1,3 до 2,0 км за геологический век), являются овалы прогибания в северной и западной частях ВПВ. Для ТП НГБ региональным очагом генерации служил Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктическом шельфе. Масштабы нефтенакопления в верхнедевонско-турнейском компексе суббассейна – 113,4 млн. т; масштабы газонакопления в течение НФГ и ГФГ составили 280,8 млрд. м3, те же значения по бассейну составили 6696,8 млн. т и 4014,3 млрд. м3. Реальность формирования нефтяных и газовых залежей в современных объемах пород-коллекторов комплекса в ВПВ – 2800 км3 – подтверждается крупными масштабами эмиграции седиментационных вод, достигающими в пределах впадины 5966 км3.

Терригенно-карбонатные и карбонатные нефтематеринские осадки комплексов Верхнепечорского суббассейна, характеризуясь преимущественно сапропелевым типом ОВ, достигают в верхнеартинское время термобарических условий ГЗН (палеотемпература 60-65°С МК1). При скоростях погружения от 50 до 70 м/млн. лет к отмеченному времени глубина залегания нефтематеринских пород, равная 1,3-1,6 км, обеспечивала степень катагенеза органического вещества МК1. Активная генерация нефти продолжалась в течение 40-45 млн. лет вплоть до раннего триаса, когда отложения комплекса вошли в главную зону газообразования. С периодом завершения ГФН в раннем триасе, как и для бассейна в целом, совпадают отжатие и эмиграция из толщи основных объемов поровых седиментационных вод – около 2000 км3 при объемах пород-коллекторов в суббассейне 2770 км3.

За период пребывания НМ пород верхнедевонско-турнейского комплекса в ГЗН было генерировано нефти 41,9 млрд. т, а за время нахождения этих пород в условиях ГЗГ (с триаса) образовано 34,4 трлн. м3 углеводородного газа. Основные очаги генерации нефти и газа прогнозируются на участках с максимальными скоростями (70-90 м/млн. лет) и амплитудами прогибания более 0,5 км за геологический век. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давлений отмечаются в центральной и южной частях Верхнепечорского суббассейна. Масштабы накопления нефти при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составляют здесь 146,6 млн. т. Масштабы аккумуляции газа в комплексе равны 309,6 млрд. м3. Оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы комплекса обеспечивались значительными объемами эмиграции элизионных вод – 2432 км3. С анологичными тектонодинамическими условиями региональными очагами генерации УВ для областей нефтегазонакопления Тимано-Печорского осадочного бассейна являются Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктическом шельфе и Уральский геосинклинальный.

Преимущественно терригенные НМ породы нижне-средневизейского комплекса характеризуются гумусово-сапропелевым типом ОВ. Степень катагенеза ОВ – МК1 (при степени углефикации Д) и палеотемпература 55-60°С, соответствующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения отложений не менее 1,6-1,8 км, т.е. в начале поздней перми. Продолжительность пребывания пород в условиях ГЗН, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпературой порядка 160°С, составляет около 45 млн. лет. За это время нефтегазоматеринскими осадками комплекса генерировано 5,5 млрд. т нефти, а в условиях пребывания НМ пород в главной зоне газообразования (с градацией катагенеза МК4) количество газообразных углеводородов составило 4,0 трлн. м3.

Масштабы аккумуляции нефти и газа в комплексе при прогнозируемом количестве пород-коллекторов 390 км3 равны 19,8 млн. т нефти и 36,0 млрд. м3 газа. Карбонатные нефтематеринские осадки верхневизейско-нижнепермского комплекса с преимущественно сапропелевым типом ОВ достигают в поздней перми термобарических параметров ГЗН (палеотемпература 60°С, уровень катагенеза МК1 при глубине погружения 1,5-1,8 км). Глубина залегания НМ пород комплекса к моменту выхода их из главной зоны нефтеобразования в конце триаса составляла 4,5 км. Со стадии МК4 катагенетическая эволюция Верхнепечорского суббассейна продолжается в направлении генерации газа вплоть до настоящего времени. За период пребывания НМ пород комплекса в ГЗН в суббассейне генерировано 46,8 млрд. т нефти. Масштабы образования газа в течение НФГ и ГФГ составили 26,7 трлн. м3, в ТП НГБ – 1573,3 млрд. т и 605,4 трлн. м3. С периодом завершения ГФН при отмеченной глубине погружения совпадает отжатие из толщи основных объемов поровых седиментационных вод. С учетом объема пород рассматриваемого комплекса масштабы эмиграции седиментационных вод определяются в 10000 км3. Это при объеме коллекторов 4350 м3 создавало необходимые условия для активного нефтегазонакопления в карбонатных коллекторах комплекса.

На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции масштабы накопления УВ в комплексе составили 93,6 млн. т нефти и 240,3 млрд. м3 газа, а в Тимано-Печорском бассейне – 5206,7 млн. т и 2833,2 млрд. м3. Нефтематеринские осадки нижне-верхнепермского терригенного комплекса, характеризуясь сапропелево-гумусовым типом ОВ, достигли к началу триаса при глубине погружения 1,8-2,0 км термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 60-65°С). К моменту выхода нефтегазоматеринских пород из ГЗН с критической температурой для жидкой фазы порядка 160°С были отжаты значительные объемы поровых седиментационных вод (около 9000 км3), что способствовало активной миграции УВ в породы-коллекторы.

В течение ГЗН в суббассейне нефтегазоматеринскими отложениями рассматриваемого комплекса генерировано 16,7 млрд. т нефти. На протяжении НФГ и ГФГ теми же породами было генерировано 21,2 трлн. м3 углеводородного газа, а в ТП НГБ – 296,6 млрд. т и 1165 трлн м3. Масштабы аккумуляции УВ за геологическую историю при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составили 33,4 млн. т нефти и 190,8 млрд. м3 газа. В Тимано-Печорском бассейне объемы накопления УВ в комплексе составили 832,1 млн. т и 639,8 млрд. м3.

Сравнительная оценка генерируемых и аккумулируемых углеводородов в палеозойских НГК показывает, что максимальные масштабы генерации газа в суббассейне характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонскотурнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов. Для них же отмечаются и наибольшие масштабы образования нефти. В масштабах накопления газа и нефти в Верхнепечорском суббассейне четко прослеживается тенденция преобладания газогенерации и газонакопления над генерацией и аккумуляцией нефти. Для Тимано-Печорского НГБ максимальные объемы накопления газа и нефти также характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов.

По плотностям генерации газа в Верхнепечорском суббассейне доминирующее положение занимают ордовикско-нижнедевонский (от 3900 до 6100 млн. м3/км3), верхнедевонско-турнейский (от 3500 до 4000 млн. м3/км3), верхневизейско-нижнепермский (3000-3300 млн. м3/км3) и среднедевонский (2800−3000 млн. м3/км3). По величине плотности аккумуляции нефти в порядке уменьшения также следуют ордовикско-нижнедевонский (около 3600 тыс. т/км3), верхнедевонско-турнейский (2800 тыс. т/км3), верхневизейсконижнепермский (до 2500 тыс. т/км3) и среднедевонский (до 2200 тыс. т/км3). Как показывают произведенные расчеты, близки значения отмеченных плотностных параметров для тех же комплексов и в целом по ТП НГБ.

С учетом масштабов генерации, аккумуляции углеводородов различной фазовой характеристики и оценки нефтегазового потенциала выполняется сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории с обоснованием первоочередных направлений поиска месторождений.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории России.

В географическом отношении его территория относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория бассейна охватывает практически весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь - около 330 тыс км2.

В административном отношении территория бассейна находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.

Достаточно давно, еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н. Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.

Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут присутствовать и в более южных районах России. Действительно, уже в 1929 году было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевское месторождение, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого и началась разведка так называемого «второго Баку» (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области). Подобное название район получил потому что ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Исторически, получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе.

В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго оставался открытым вопрос о возможности ее добычи. После длительных дебатов добычу нефти организовали шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения. Коэффициент извлечения высоковязкой нефти при шахтном методе составлял 5-6 %, а при использовании паро-теплового метода - 30-40 % и даже 50-60 %.

В 1935-1951 годах были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована.

В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн тонн.

В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении.

В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Новые разрабатываемые месторождения расположены в северной части бассейна, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Наиболее перспективно освоение таких месторождений, как Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. Также, в перспективе предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории Ненецкого автономного округа и шельфовой зоны Баренцева моря.

На рисунке 3 представлена Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

Рис.4.

В настоящее время на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна осуществляется достаточно много крупных проектов. Наиболее крупные проекты на территории бассейна следующие:

1. «Север ТЭК»

Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Запасы оцениваются в 40 млн тонн. Срок реализации проекта освоения - 15 лет. Объем необходимых инвестиций - не менее 350 млн долларов.

2. «Северные территории»

Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Необходимый объем инвестиций - 2 млрд долларов.

3. Timan Pechora Company

Предусматривает разработку месторождений им. Романа Требса, им. Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн тонн. Необходимый объем инвестиций - 50 млрд долларов. Это наиболее крупный и перспективный проект, осуществляемый в Тимано-Печорском нефтеазоносном бассейне.