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
ГЛАВА 1. ТИМАНО-ПЕЧОРСКИЙ СЕДИМЕНТАЦИОННЫЙ БАССЕЙН
Тимано-Печорский седиментационный бассейн (ТПСБ)находится на северо-востоке Европейской части России. Он охватывает крупную область земной коры континентального типа, характерную накоплением закономерного ряда осадочных формаций, которые отражают последовательность тектонического развития — от преобладания связанного с растяжением активного прогибания, сопровождаемого обширными трансгрессиями, до вызванных общим сжатием инверсий и горообразования. В тектоническом плане бассейн соответствует Тимано-Печорской эпибайкальской плите и примыкающему к ней перикратону, ныне перекрытому образованиями Предуральского и Предпайхойско-Предновоземельского краевых прогибов, Западной и Центральной структурными зонами Урала и Пай-Хоем.
По своей природе Тимано-Печорский СБ является гетерогенным как в отношении структуры, так и состава слагающих его формаций. Если в более значительной по площади западной части бассейна развиты дислокации преимущественно платформенного типа или типа инверсионного авлакогена с преобладанием карбонатных формаций, то на востоке, от внутренней зоны краевого прогиба до Центральной зоны Уральского и Пайхойского орогенов распространены уже складчато-надвиговые деформации, а среди формаций существенная доля принадлежит молассам и формациям заполнения некомпенсированных депрессий. В региональной структуре Восточно-Европейского кратона, представленного эпикарельской плитой и наращивающей ее остов эпибайкальской, Тимано-Печорский СБ занимает краевое положение, включая раннеюрский Пай-Хой и частично — герцинский Северный и Полярный Урал с впадинами краевых прогибов.
Западной границей Тимано-Печорского СБ является Западно-Тиманский шовный разлом, по которому эпибайкальская Тимано-Печорская плита примыкает к более древней, эпикарельской Русской плите; восточной -Главный Уральский глубинный разлом, фиксирующий раздел между погруженной под сложно дислоцированные структуры Западного и Центрального Урала и Пай-Хоя эпибайкальской плитой с континентальным типом земной коры и Восточным Уралом, где кора океанская и островодужная. Поверхностным выражением Западно-Тиманского разлома служат гряды метаморфических рифейских сланцев Тиманского кряжа, Главного Уральского глубинного разлома — выходы базитовых и гипербазитовых пород. Южное ограничение бассейна обозначено примыканием Западно-Тиманского разлома и его погребенного продолжения к Главному Уральскому глубинному разлому; северное, во многом условное, находится под водами Баренцева моря и трассируется по широтной Куренцовской ступени или Северо-Печорской моноклинали, указывая на границу с Баренцевоморско-Карской плитой.
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ)составляет часть одноименного СБ, где геологические условия способствовали образованию углеводородов, формированию и сохранению их месторождений. Его западным обрамлением служат дизъюнктивные валы Тимана (за исключением Ухта-Ижемского), сложенные рифеем и девоном с покровами и дайками эффузивов, а на востоке — Центральноуральская и Центральнопайхойская структурные зоны с развитием на поверхности вулканогенно-метаморфического комплекса венда-рифея. Тем не менее, вопрос о восточной границе ТП НГБ является в значительной степени дискуссионным. Это обусловлено строением Предуральского прогиба, дислоцированные структуры которого продолжаются под надвигами Уральского орогена. Ширина такой зоны по различным оценкам может достигать 20-60 км. Сейсморазведкой эта зона практически еще не изучена, но материалы по отдельным сейсмопрофилям убедительно свидетельствуют о ее существовании. Бурение скважин на нефть или газ в поднадвиговой зоне Урала еще не производилось.
На севере Тимано-Печорский НГБ переходит в Баренцевоморский НГБ по крутой флексуре, где кровля пермских отложений погружается на глубины свыше 3-4 км. Поэтому в Баренцевоморском НГБ преимущественно нефтегазоносными становятся уже мезозойские отложения, имеющие значительные толщины и большие глубины залегания и обеспечивающие весь процесс онтогенеза УВ. Тогда как в ТП НГБ в отложениях мезозоя возможны лишь аккумуляция и консервация УВ и то лишь в нижней части толщи и на ограниченной территории.
В этих границах площадь Тимано-Печорского НГБ составляет 450 тыс.км , в том числе в пределах суши — 323 тыс.км .
С Тимано-Печорским НГБ отождествляется одноименная нефтегазоносная провинция (ТП НГП), выделение которой определили не историко-генетические критерии, а скорее сложившиеся традиции нефтегазогеологического районирования.
Сложившаяся к настоящему времени структура осадочного чехла Тимано-Печорской плитыявляется результатом стадийности тектонического развития. Эта стадийность синхронизировалась с эволюцией Уральской геосинклинали, где установлены три основных цикла: незавершенный — каледонский (ограничившийся лишь начальной стадией), завершенный — герцинский и ныне продолжающийся — мезозойско-(киммерийско-) кайнозойский. Последовательная смена тектонических режимов отмечается в разрезе осадочного чехла плиты структурными этажами и подэтажами и разделяющими их угловыми и стратиграфическими несогласиями. Стратиграфия и литология отложений, принимающих участие в строении структурных этажей и подэтажей, во многом определены цикличностью седиментационных процессов. Последние непосредственно влияли на объемы и распространение нефтегазоматеринских пород и природных резервуаров. Стратиграфия осадочного чехла в пределах основных тектонических элементов ТП НГП представлена на корреляционной схеме (прил. 1).
Отложения каледонского цикла слагают только один структурный этаж. Они представлены базальной терригенной формацией нижнего ордовика, сменяемой карбонатами среднего-верхнего ордовика, силура и нижнего девона. Терригенные породы последнего развиты лишь на северо-западе региона.
Формации герцинского цикла образуют наиболее завершенный ряд, позволяющий выделить три стадии геотектонического развития, которым отвечают структурные этажи. Нижний этаж включает преимущественно терригенные отложения среднего девона — нижнего франа и терригенно-карбонатные среднего франа — турне с рифами. Средний этаж начинается угленосно-терригенными отложениями нижнего-среднего визе, но основной его объем, до верхнего карбона включительно, сложен карбонатными породами. Верхний нижнепермско-триасовый этаж обладает наибольшей формационной изменчивостью. В Приуральской части региона он состоит из орогенных формаций, представленных флишем, сероцветной молассой, каменными и калийно-магниевыми солями, угленосными толщами, красноцветной континентальной молассой. На остальной территории плиты флишоидная и сероцветная молассы латералыю уступают место карбонатам, соленосные породы — ангидритам, угленосные — красноцветам.
Терригенными породами мезозойско-кайнозойского цикла сложены среднеюрско-меловой и неоген-четвертичный структурные этажи.
По общему характеру дислокаций и формационным закономерностям в пределах структурных этажей каледонско-герцинского тектогенеза, а также с учетом внутреннего строения фундамента и современной морфологии его поверхности Тимано-Печорская плита разделена на следующие крупные (надпорядковые) тектонические элементы: Тиманская гряда, Ижма-Печорская синеклиза, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, Печоро-Колвинский авлакоген, Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, Предновоземельско-Предпайхойский и Предуральский передовые прогибы.
Отложения мезозойско-кайнозойского цикла залегают со стратиграфическим перерывом и угловым несогласием на различных структурно-формационных подразделениях герцинид и образуют два верхних структурных этажа платформенного чехла, принадлежащих уже Печорской наложенной синеклизе.
Структура ТП НТВ сформировалась в результате как смены седиментационных палеобассейнов различных типов во времени, так и латерального их сопряжения. Суммарный эффект всех последовательно сменяемых во времени палеобассейнов, каждый из которых имел свой индивидуальный тип, характерный для определенной стадии тектонического развития, привел не только к структурно-формационной многоэтажности осадочного чехла, но и к его нефтегазоносности в широком стратиграфическом диапазоне (от верхнего ордовика до триаса включительно). В гетерогенном ТП НРБ сложились определенные закономерности размещения залежей нефти, газа и газоконденсата. Так, нефтяные залежи приурочены к длительно формируемым зонам нефтенакопления на тектонически стабильных блоках (Ижма-Печорская синеклиза и Хорейверская впадина). Обширный палеосвод с его зонами нефтенакопления на месте современной Варандей-Адзьвинской структурной зоны также определил ее нефтеносность. Для районов тектонической активности (Печоро-Колвинский авлакоген, Тиман) характерны нефтяные, газонефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения. Предуральский прогиб отличается преимущественно газовыми и газоконденсатными залежами.
Источник