Тимано печорский бассейн находится

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

Тимано-Печорский бассейн расположен на северо-востоке Русской платформы, в области глубокого прогибания фундамента между Тиманом на западе и Уралом и Пай-Хоем на востоке (рис. 42). Обрамление бассейна — Тиман, Урал и Пай-Xoй — определяют его границу, которая проходит вдоль зоны выклинивания продуктивных девонских отложений на склоне Тимана и вдоль зоны выклинивания каменноугольных и пермских отложений на Урале. На юге бассейн ограничен наиболее приподнятой частью Ксенофонтовского выступа фундамента, на севере он открывается в сторону Ледовитого океана. Погружающийся палеозойский комплекс уходит под дно Баренцева моря.

Тиманский кряж, обрамляющий бассейн с юго-запада, представляет собой древнее сооружение, для которого фиксируются интенсивные складчатые движения на границе протерозойского и палеозойского времени с завершением консолидации сооружения в целом в результате раннепалеозойских движений. К началу девона Тиман уже составлял часть Русской платформы. Позднепалеозойские движения привели к образованию крупных разломов и определили современный структурный план Тимана, являющийся итогом всех происходивших тектонических движений.

Восточное и северо-восточное обрамление бассейна — Урал и Пай-Хой — являются палеозойскими сооружениями, консолидация которых была завершена в конце палеозоя.

Фундамент Тимано-Печорского бассейна разновозрастный, глубина залегания его в разных частях бассейна различна. На наибольших глубинах фундамент залегает на Печорской гряде и в Предуральском прогибе.

Фундамент раннепалеозойской консолидации изучен на Тимане и в прилегающей к нему полосе, где он обнажается на поверхности и вскрыт скважинами. Он сложен здесь кварцитами, сланцами и карбонатными породами, разделенными на четыре свиты, а также изверженными породами как кислого, так и основного состава.

На северо-восточном склоне Тимана и в наиболее погруженной части бассейна развита мощная толща главным образом палеозойских, частично мезозойских и четвертичных образований. Нижнепалеозойский, кембросилурийский комплекс отложений широко развит на всей территории бассейна. В Притиманье он сложен песчано-глинистыми отложениями, белыми, сахаровидными, пестроцветными и глинисто-карбонатными и ангидритовыми в верхней части разреза. Мощность его достигает 100 м в восточных частях бассейна. Терригенная часть, особенно самая нижняя, представленная песчаниками, обладает хорошими коллекторскими свойствами. Нефтегазопроявления неоднократно отмечались в них при бурении на Седь-Иоле, Нижней Омре и на других площадях, В 1960 г. была установлена промышленная нефтеносность верхней карбонатно-доломитовой толщи силурийского возраста на месторождении Западный Тэбук.

Нижне- и среднедевонский, преимущественно терригенный, нефтегазоносный комплекс широко развит. В восточной части бассейна, в Предуральском прогибе он достигает наибольшей мощности — 1100 м — и представлен битуминозными, в верхней части карбонатными породами. На Печорской гряде вскрытая мощность среднего девона равна 800 м. К среднедевонским терригенным отложениям относится ряд горизонтов, содержащих промышленные залежи нефти и газа.

Песчано-алевритовые и алеврито-глинистые породы слагают в Притиманье нижнюю часть франского яруса, а на Печорской гряде частично и низы верхнефранского и нижнефранского подъярусов.

Мощность верхнедевонских отложений в Ухтинском районе равна 1000 м, в южной части западного борта бассейна не превышает 600 м; увеличиваясь на восток, на Печорской гряде она достигает 3000 м. В Западном Приуралье в районе р. Щугор верхнедевонский карбонатный комплекс обладает мощностью 530 м. Продуктивные горизонты верхнедевонского комплекса сложены песчано-алевритовыми породами нижнефранского подъяруса, характеризующимися большой изменчивостью литологического состава, что влияет на характер связанных с ними залежей нефти и газа.

Нижнекаменноугольный терригешшй комплекс содержит залежи нефти Ii газа в районе Джебола на Южном Тимане и в районе Югид на Средней Печоре. При опробовании были получены притоки нефти и газа из ряда скважин, пробуренных на Северной Мылве, Покче и в других районах.

Вышележащий карбонатный комплекс занимает средне- и верхнекаменноугольные отложения, а также сакмарский и артинский ярусы нижней перми. Он сложен карбонатными, местами глинисто-карбонатными породами, мощность которых значительно увеличивается в восточном направлении главным образом за счет сакмарско-артинских отложений и достигает 2500— 3000 м на севере Предуральского прогиба. На различных участках бассейна наблюдаются нефтепроявления главным образом в верхней части комплекса. При бурении отмечалось газирование из артинских отложений и небольшие притоки нефти. Весьма вероятно обнаружение в выступах карбонатной толщи массивных залежей нефти и газа, связанных с трещиноватостью и кавернозностью карбонатных коллекторов.

Верхнепермский терригенный комплекс, сложенный мощной толщей песчано-алеврито-глинистых пород и мергелей, мощность которого достигает 900 м и более в Печорской депрессии, увеличиваясь до нескольких тысяч метров в Предуральском прогибе. Нефтеносность его установлена на юге Печорской впадины (Савиноборская площадь и др.).

Мезозойский комплекс отложений имеет ограниченное распространение на территории бассейна. Он известен в Печорской депрессии и в Предуралье, где представлен предположительно триасовыми пестроцветными породами, а также песчано-глинистыми юрскими и меловыми отложениями. Мощность этих отложений достигает 300 м в Печорской впадине и несколько возрастает в Приуралье.

По структурным особенностям, условиям осадконакопления и нефтегазоносности в Тимано-Печорском бассейне выделяются восемь областей.

I. Притиманская (северо-восточный склон Тимана).

II. Печорской депрессии.

III. Печорской тектонической гряды и Нарьян-Марского поднятия.

IV. Большеземельского свода.

V. Каратамхинской впадины Предпайхойского прогиба.

VI. Косью-Роговекой (Воркутинской) впадины Предуральского прогиба.

VII. Большесынской (Усть-Усинской) впадины Предуральского прогиба.

VIII. Верхне-Печорской (Илычской) впадины Предуральского прогиба.

Притиманская область представляет собой юго-западный пологий борт

бассейна с метаморфическим кварцито-сланцевым фундаментом, осложненным поднятиями, группирующимися в известные и возможные зоны нефтегазонакопления. Как отдельные поднятия, так и зоны, образованные ими, имеют северо-западное простирание, за исключением поперечного Ижма-Сойвинского поднятия. К зонам выклинивания эйфельеких и живетских отложений приурочена соответствующая зона нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Ярегское, Чутинское, Нямедекое, Изкосьгорское, Куш-Коджское, Нибельское.

К Верхнеижемской антиклинальной зоне нефтегазонакопления приурочены месторождения Седь-Иольское и Вой-Вожское.

Поперечному Ижма-Сойвинскому структурному выступу соответствует площадь нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское.

Здесь продуктивны девонские комплексы. Перспективы могут быть связаны с антиклинальными зонами, аналогичными уже известным в настоящее время, а также с зонами выклинивания эйфельских и главным образом живетских отложений в более северных частях Притиманской области.

Печорская депрессия, расположенная непосредственно к востоку от Притиманской области, значительно погружена относительно последней и относительно Печорской тектонической гряды. Фундамент Печорской впадины бурением еще не вскрыт. Впадина выполнена мощной толщей палеозойских и частично мезозойских пород. Разведанных месторождений нефти и газа здесь пока неизвестно. Промышленные притоки нефти получены из среднедевонского терригенного комплекса на месторождении Западный Тэбук.

Структурным элементом, отчетливо вырисовывающимся даже на мелкомасштабной геологической карте, является крупный Ижма-Печорский свод, в пределах которого в настоящее время известны осложняющие его поднятия — Лелью-Ира-Иольское, Западно-Тэбукское, Тэбукское и др.

Верхне-Печорская (Илычская) впадина представляет собой область глубокого предгорного прогиба, выполненного мощной толщей палеозойских, особенно каменноугольных и пермских отложений. Переход от пологого западного борта бассейна к прогибу уступообразный и флексурообразный. Мощность палеозойских пород, выполняющих бассейн, здесь резко увеличивается. Складки, развитые в этой области, резко выражены и имеют меридиональное простирание.

Джебольское месторождение связано с Верхне-Почорской антиклинальной зоной нефтегазонакопления, в которую входят Джебольское, Тыбьюсское, Правобережное и Мамыльское поднятия. На Джебольском месторождении продуктивен нижнекаменноугольный комплекс. Кроме того, в этой же области перспективной является Худопольско-Войская антиклинальная зона нефтегазонакопления.

Печорская гряда представляет собой крупный вал северо-западного простирания, образующий на севере две расходящиеся ветви. Печорская гряда связана с зоной разломов в фундаменте, фиксируемых геофизическими исследованиями. По облику структурных форм, развитых здесь, по фациальному характеру и мощностям отложений Печорская гряда значительно отличается от описанных выше областей. Она осложнена целым рядом поднятий. С одним из них связано месторождение Югид, где залежи нефти содержатся в терригенных отложениях визе.

Область крупного Большеземельского свода расположена в треугольнике между Печорской грядой, Уралом и Пай-Хоем. Эта область очень слабо изучена в геологическом отношении. Аэромагнитная съемка показала, что магнитное поле здесь резко положительное и значительно отличается от такового в Притиманской части и в Печорской депрессии.

Каратахинская и Воркутинская впадины заполнены породами преимущественно пермского возраста. Пермские отложения имеют здесь наибольшие мощности — до 2500—3000 м (P1) — и обладают промышленной угленосностью. Каратаихинская и Воркутинская впадины являются частями Печорского каменноугольного бассейна.

Источник

Тимано-Печорский бассейн — Timan-Pechora Basin

Тимано-Печорский бассейн является осадочным бассейном расположен между Тимано хребтом и Уральскими горами на севере России . В бассейне находятся месторождения нефти и газа .

Содержание

Добыча нефти и газа

Запланированный проект по добыче нефти и газа был разработан в середине 1990-х годов и одобрен правительствами США и России . По состоянию на 29 сентября 2004 года Conoco и ЛУКойл планировали совместную разработку этого бассейна.

С 2004 года объем добычи увеличился, и значение ЛУКОЙЛа возросло. Однако в 2010 году производство начало снижаться. Требуются большие инвестиции для увеличения темпов производства или, по крайней мере, для поддержания производства на уровне более 17 миллионов тонн в год.

Добыча нефти нанесла ограниченный ущерб окружающей среде. В частности, это вызвало эвтрофикацию и органическое загрязнение вод, что объясняется, среди прочего, низким разнообразием диатомовых водорослей и отсутствием чувствительных к загрязнению диатомовых водорослей. Возможно, добыча нефти также является причиной снижения разнообразия птиц в некоторых местах, поскольку транспортная деятельность могла нарушить жизнь диких животных. Несмотря на это, большую часть Печорского региона можно охарактеризовать как «полу-нетронутую» с экологической точки зрения.

Согласно оценке 2018 года, проведенной Геологической службой США для неоткрытых, технически извлекаемых непрерывных ресурсов, средние суммы по региону составляют 1 425 млн баррелей сланцевой нефти или 1,4 млрд баррелей нефти; 45 721 миллиард кубических футов или 46 триллионов кубических футов газа; и 737 миллионов баррелей сжиженного природного газа.

Источник

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн.

Находится на севере ВЕП — между Тиманским кряжем и Полярным Уралом. Крупнейших месторождений нети и газа нет, но там открыто 72 месторождения. Бассейн территориально приурочен к республике Коми (43) месторождения и Архангельской области (29). Среди них есть даже крупные по запасам. Северная граница ТП проводится условно — от п-ва Колгуев до Новой Земли.

Бассейн относится к одному из древнейших по открытию и разработке — после Волго-Уральского. Первое месторождение открыто в 1930 г. — Чибьюское под Ухтой. 1962 г. — открыт самый богатый Печоро-Колвинский регион в провинции. 1963-70 гг. — открыто уникальное Вуктыльское нефтегазоконденсатное, Усинское, Возейское, Харьягинское месторождения. 70-е годы — проведение геолого-разведочных работ на акваториальном продолжении бассейна («Печорское море») — основной потенциал бассейна. По топливно-энергетическим ресурсам территория неравномерна, месторождения приурочены к определенным зонам.

В целом осадочный разрез бассейна всем сектор палеозойских и мезозойских отложениях. Кайнозой — повсеместная эрозия. Нефтегазоносность на сухопутной части связана с палеозойским комплексом, при этом в северном направлении залежи по возрасту вмещающих отложений (коллекторов) испытывают омоложение.

Основные тектонические структуры = НГО:

· Предуральский краевой прогиб — серия сменяющих друг друга с севера на югу очень глубоких впадин, очень высокая мощность отложений, на сегодняшний день месторождения не вскрыты, а потенциал связан с углем.

· Печоро-Колвинский район расположен в пределах палеозойского одноименного авлакогена (S₂-D₁) — крупнейшие месторождения приурочены к прибортовым валам авлакогена. С востока — Колвинский вал, с запада — серия валов, с юга — тоже какой-то вал.

· С запада Печоро-Коливинского авлакогена — Малоземельско-Колгуевская моноклиналь — стабильная выдержанная зона, там выявлены в основном газоконденсатные небольшие месторождения.

· С восточка Печоро-Колвинского авлакогена — Большеземельский свод. Свод существовал с раннего палеозоя до начала позднего палеозоя достаточно стабильно, с позднего палеозоя испытывал погружение, поэтому по верхнему структурному этажу сформировалась Хорейверская впадина.

· Восточнее выделяется Варандей-Адзвинская структурная зона, генезис которой точно не выявлен. Возможно это рифтовая зона, возможно — результат воздымания Урала в мезозое.

Основная особенность — наличие крупных вытянутых субмеридиональных тектонических элементов, прослеженных на всем бассейне. В пределах одного и того же элемента строение очень схожее, в северном направлении увеличиваются глубины, мощность верхнего (мезозойского) структурного этажа увеличивается (за счет влияния Баренцевоморского региона).

· Нижне-среднепалеозойский этаж — преимущественно карбонатный.

· В конце раннего карбона — условия близкие к аридным, формировались ангидридные отложения (200-300 м). Есть во всех тектонических зонах. Такие же ангидриты есть в нижнем девоне.

Вся сухопутная часть — преимущественно нефтяные месторождения, кроме самых южных частей (там — Вуктыльское газоконденсатное м-е). К северу (с увеличением глубин структурных этажей) увеличивается газовая и газоконденсатная составляющая (основные газовые месторождения приурочены к Печоро-Колвинскому авлакогену)..

· Нижнепермский — терригенный (артинско-кунгурский).

Усинское нефтяное месторождение.

Одно из крупнейших месторождений Печоро-Колвинского авлакогена. Приурочено к Колвинскому мегавалу, который был сформировал как инверсионный на востоке Печоро-Колвинского авлакогена. Это асимметричная антиклинальная структура с относительно пологим западным крылом и очень крутым восточным. Это многопластовая залежь, нефти средней плотности, малосернистые. Разрабатывается около 30 лет, на сегодняшний день — это основной поставщик нефти в ТП НГБ.

Поморское газоконденсатное месторождение.

Открыто в 1979 г., приурочено к самой северной части Колвинского мегавала. Это узкая вытянутая брахиантиклиналь, осложненная сбросом северо-западного простирания. Приток газа и конденсата с большим содержанием сероводорода (12%) был получен при опробовании ассельско-сакмарских отложений. Коллектора органогенно-детритовый, приуроченный к рифовой постройке. Покрышка — аргиллиты артинско-кунгурского возраста. Кроме нижнепермских отложений, приток газа и конденсата был получен из карбонатных нижнекаменноугольных отложений, но там не такое высокое содержание сероводорода.

Восточно-Колвинское нефтяное месторождение.

Приурочено к биогенным постройкам западной части Хорейверской впадины. Это верхнедевонские рифовые постройки — в это время они окаймляли впадину, где формировались доманикоидные отложения. Средняя пористость 7-8%, коллектора представлена доломитами, известняками. Амплитуда рифовых построек — 20 м. Тип порового пространства — трещиновато-кавернозный. Залежи массивные. В целом для впадины характерно наличие нижнедевонских нефтяных пластовых залежей, экранированных нижне-среднедевонскими аргиллитами.

Нефтяное месторождение им. Титова.

Приурочено к северо-востоку Х. впадины. Это такие же верхнедевонские рифовые постройки с массивными залежами нефти. Нефть также есть и нижнедевонских отложениях под рифовыми постройками.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение.

Приурочено к самой северной части Х. впадины, в акваториальной части — находится в фонде, добыча пока не идет. Месторождение открыто в терригенных отложениях верхней перми (нефтяная залежь) и в карбонатных отложениях нижней перми (газоконденсатная залежь). Нижнепермские отложения в низах представлены карбонатными, перекрываются артинско-кунгурскими аргиллитами (покрышка). В случае нижнепермских карбонатов, это в основном газ, меньше конденсата, коллектор — мелкокристаллические пористые известняки, залежь массивного типа, мощность до 200 м. Для газа характерно до 13% сероводорода. Верхнепермский коллектор — мелкозернистые песчанки, покрышка — 40-метровая крепких аргиллитов нижнего триаса. Залежь пластово-сводовая. Нефть тяжелая (900 кг/м 3 ), сернистая и парафинистая.

Месторождения Варандей-Адзвиснкой зоны.

Есть 2 прибортовых вала — восточный (Медыньский) и западный (Сорокина).

· В пределах вала Сорокина выявлено около 15 нефтяных месторождений — антиклинали, ограниченные сбросами и др. разломами. Нефтяная залежь — в ассельско-сакмарсих карбонатных отложениях, массивно-пластового типа. Ловушка — до 200 м, приурочена к узкой брахиантиклинали (в субмеридиональном направлении), частично ограничена тектоническими нарушениями (амплитуда смещения до 200 м). Коллектора — органогенные пористые (до 8%) известняки, кавернозные, местами трещиноватые. По латерали — фациальная изменчивость с увеличением глинистой составляющей. Покрышка — артинские аргиллиты. Нефть тяжелая (более 900 кг/м 3 ), сернистая (до 2%), смолистая (до 14%). Также выявлена залежь в триасовых отложениях — еще более тяжелая нефть. По геофизике предполагается наличие залежей в визейско-турнейском и верхнедевонском интервале.

В акватории — Долгинское месторождение. Это 2 антиклинали, где залежи гидродинамически связаны. В плане это вытянутая в субширотном направлении антиклиналь, приурочена к западной границе Варандей-Адзвинской зоны. Продуктивны верхнекаменноугольно-нижнепермские карбонатные отложения. Залежь пластово-сводовая. Коллектора — карбонатные, коэффициент пористости до 7%. Ассельско-сакмарские карбонаты — пористость достигает 12%. За счет неоднородностей в составе карбонатов выявлено несколько залежей. Также есть залежи в верхнепермских отложениях, контролируемые той же структурой.

· Медынь — нефтеносные отложения франского яруса верхнего девона. Плотность нефти 890 кг/м 3 . Есть залежь в каменноугольно-нижнепермских отложениях с еще более тяжелой нефтью.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Открыто в начале 60-х годов, добыча — с 1968 г. Начальные запасы газа оценены в 390 млрд. м 3 . Содержание метана в газе — до 85%, конденсата — 350 г/м 3 . Залежи в каменноугольно-пермских отложениях. Приурочены к антиклинали субмеридионального простирания. Площадь антиклинали 250 км 2 , амплитуда свыше 1,5 км. По сути, эта структура надвигового типа возникла при воздымании Урала, отложения поползли по кунгурским солям. Установлены 2 крупные газоконденсатные залежи:

· В карбонатных отложениях каменноугольно-нижнеартинского возраста.

· Под кунгурской покрышкой.

Харьягинское месторождение — расположено рядом с Усинским, крупнейшее по нефти.

Дата добавления: 2015-02-16 ; просмотров: 30 | Нарушение авторских прав

Источник