ТИМА́НО-ПЕЧО́РСКАЯ НЕФТЕГАЗОНО́СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ
В книжной версии
Том 32. Москва, 2016, стр. 135
Скопировать библиографическую ссылку:
ТИМА́НО-ПЕЧО́РСКАЯ НЕФТЕГАЗОНО́СНАЯ ПРОВИ́НЦИЯ, в России, в пределах Республики Коми и Ненецкого автономного окр. Архангельской обл. Пл. 445,7 тыс. км 2 (в т .ч. в акватории Печорского м. 126,7 тыс. км 2 ). По начальным суммарным ресурсам нефти и газа занимает 3-е место в России (после Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций). Включает 5 нефтегазоносных областей, в т. ч. Печоро-Колвинскую – крупнейшую по запасам и количеству крупных месторождений. Кустарная добыча нефти велась с 1745. Первое пром. месторождение (Чибъюское) открыто в 1930. Разработка Ярегского месторождения (открыто в 1932) впервые в стране ведётся шахтным способом (первая шахта заложена в 1937). Выявлено 218 месторождений, в т. ч. 4 на шельфе Печорского м. и 2 на о. Колгуев. Крупнейшие нефтяные месторождения: Усинское, Возейское, Ярегское, Медынское-море; газоконденсатные – Вуктыльское и Лаявожское.
Источник
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Площадь 350 тысяч км 2 .
Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.
Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.
Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.
Разведочное бурение ведется с 1890 г.
1-е месторождение легкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г., тяжелой (Ярегское) — в 1932 г.
К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).
В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.
Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке — Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.
В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов — Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.
Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).
Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов:
терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км),
карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км),
терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км),
карбонатный верхнедевонский (2 км),
терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км),
карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км),
терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км),
терригенный триасовый (до 1,7 км).
Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе.
Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.
В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба — большей частью газовые и газоконденсатные.
Нефти в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).
Содержание S 0,1-3%.
Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона — нижней перми и триаса вала Сорокина.
Плотность нефтей 807-981 кг/м 3 .
Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2.
Некоторые попутные газы — углеводородно-азотного состава.
Конденсат плотностью 672-790 кг/м 3 содержится во многих газовых залежах в количествах 10-415 г/ м 3 .
Источник
Печорский угольный бассейн
Печорский угольный бассейн расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Арха
ИА Neftegaz.RU. Печорский угольный бассейн — расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Архангельской области.
Общая площадь бассейна составляет около 90 тыс. км². Общие геологические запасы исчисляются в 344,5 млрд тонн. Шахты расположены в основном в Воркуте и Инте. Добывается около 12,6 млн тонн твердого топлива, потребителями являются предприятия европейского севера России.
Весь уголь добывается дорогим подземным способом. Глубина добычи 298 м — это глубже, чем в Кузбассе. Пласты средней мощности 1,53 м (в Кузбассе — 1,85 м). Угли дорогие по причине высокой себестоимости, так как шахтеры имеют «северные надбавки» к зарплате.
Проблемы бассейна связаны с трудностями реализации дорогого угля. Экологические проблемы связаны с использованием терриконов. Люди уезжают из Воркуты в более благоприятные для жизни районы. Бассейн имеет небольшие перспективы развития из-за высокой себестоимости углей.
Содержит в себе два вида угля: бурый и каменный. Расположен он в северном экономическом районе, часть его находится за пределами полярного круга. Запасы угля составляют примерно 10 миллиардов тонн, площадь бассейна составляет примерно 90 тысяч км². Мощность пластов до одного метра.
Перевозка осуществляется по всем северным железным дорогам. Условия добычи сложные: пласты проседают, изгибаются, ломаются. Вследствие чего стоимость угля выше. На территории бассейна нет больших промышленных центров, вследствие чего экологическая обстановка на печорском бассейне благоприятна для проживания людей.
Источник
Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс км2 (в тч акватории 123 тыс км2).
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс. км 2 (в том числе акватории 123 тыс. км 2 ).
Это крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.
Планомерные нефтегазопоисковые работы в провинции ведутся с 1929 г, но основное развитие они получили в последние 40 лет, когда открытия ряда крупных высокодебитных нефтяных (Западно-Тэбукского, Пашнинского, Усинского, Возейского, Харьягинского и др.) и газоконденсатного Вуктыльского месторождений привлекли внимание к этому региону.
Это позволило быстро увеличить объемы геолого-разведочных работ (ГРР), нарастить разведанные запасы нефти, газа и газового конденсата и организовать их добычу в промышленных объемах.
Ныне в Тимано-Печорской НГП открыто более 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд т, свободного газа (включая газовые шапки) — 643,5 млрд м 3 .
Накопленная добыча на месторождениях НГП составила 404,8 млн т нефти, 395,4 млрд м 3 свободного газа, 46,9 млн т газового конденсата.
Однако Тимано-Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородов и в 21 веке.
Территория Тимано-Печорской НГП относится к категории средней геолого-геофизической изученности.
Степень разбуренности меняется от высокой (более 100 м/км 2 в Омра-Сойвинском, Вуктыльском, Шапкина-Юрьяхинском, Мичаю-Пашнинском, Харьяга-Усинском и Сорокинском нефтегазоносных районах (НГР) до низкой (менее 10 м/км 2 ) в Тобышско-Нерицком, Коротаихинском и ряде других НГР.
Значительна дифференциация территории и прилегающего шельфа и по изученности геофизическими работами.
К началу 2000 г общий накопленный объем опорного, параметрического и поисково-разведочного бурения в НГП составил 8304 тыс м, те. средняя изученность бурением составила 25,7 м/км 2 .
На площадь 90 км 2 приходится 1 глубокая скважина, что выше среднероссийских показателей изученности бурением нефтегазоносных территорий.
Комплексная обработка большого массива данных бурения и геофизических материалов позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории провинции.
В большинстве выделенных нефтегазоносных областей (НГО) и НГР глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла вплоть до метаморфических сланцев и гранитов рифей-вендского фундамента.
Наиболее глубокие скважины, пробуренные в восточной, наиболее прогнутой (до 10 — 12 км), части НГП, вскрыли осадочный чехол на 6,5 — 7,0 км.
В результате этих работ промышленная нефтегазоносность осадочных комплексов Тимано-Печорской НГП установлена в широком стратиграфическом диапазоне — от верхнеордовикских и нижнесилурийских до триасовых включительно, а территориально — практически в пределах всех основных тектонических элементов провинции, кроме не изученных бурением Коротаихинской впадины Предпайхойско-Предновоземельского прогиба и структур западного склона Урала.
По этим данным выделены и обоснованы количественной оценкой ресурсы углеводородов 8 региональных нефтегазоносных комплексов (НГК):
— верхнеордовик-силур-нижнедевонский преимущественно карбонатный,
— нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный,
— верхнепермский и триасовый терригенные.
По 3 м слабоизученным комплексам (рифейскому, нижне-среднеордовикскому и юрско-меловому) в настоящее время дается только качественная оценка перспектив.
В акваториальной части провинции стратиграфический диапазон отдельных НГК видоизменен.
В целом Тимано-Печорская НГП характеризуется весьма сложным геологическим строением, а выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы 1 го и 2 го порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение.
В пределах каждого крупного тектонического элемента, НГО или крупного НГР приходится выявлять закономерности изменения каждого из выделяющихся в разрезе осадочных образований НГК и каждого из приуроченных к ним продуктивных горизонтов.
В провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки.
Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, структурно-стратиграфических, структурно-литологических, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.).
Сочетание различных типов коллекторов, покрышек, структурных и сложных неструктурных ловушек обусловливает огромное разнообразие типов залежей и многопластовых месторождений, уже выявленных и разведанных в провинции, причем при достигнутой к настоящему времени изученности территории отчетливо выделяются зоны и области только нефтенакопления (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, центральная часть Ижма-Печорской впадины, южная часть Колвинского мегавала), зоны смешанного нефте- и газонакопления (районы юго-восточного склона Тимана, Омра-Сойвинское поднятие на юге Ижма-Печорской впадины, структуры Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского, Лайско-Лодминского и северной части Колвинского валов и Малоземельско-Колгуевской моноклинали) и зоны преимущественного газонакопления (впадины Предуральского и Предпайхойского прогибов, Среднепечорское поднятие).
Ныне картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО и НГК Тимано-Печорской НГП неравномерная.
Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44%), Хорейверской (20%) и Ижма-Печорской (11%) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25% начальных разведанных запасов нефти.
Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60%) и Ижма-Печорской (31%) НГО.
Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33%), визей-нижнепермский (22%) и верхнеордовик-нижнедевонский (15%).
Любопытно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1%.
Разведанные запасы газа сосредоточены в 5 НГО.
Максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49%) и Северо-Предуральскую (47%).
Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92% запасов газа.
Максимальная добыча газа (92%) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.
Современные представления о величине начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач ГРР.
Если в начале 1960 х гг НСР нефти материковой части НГП оценивались в 1,6 млрд т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд т.
За 1960 е гг оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м 3 , чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений.
При последующих ГРР прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м 3 .
Ныне ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК.
Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32%), Хорейверскую (21%) и Варандей-Адзьвинскую (19%) НГО, а среди НГК — на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский.
Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий C3+Д) оценена в 2,1 млрд т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО.
Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39%, выработанность — 30%.
Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км — 63%, от 3 до 5 км — 33%, от 5 до 7 км —
Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений.
Преобладающая часть ресурсов (78,6%) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5 — 6,0%, ресурсы сернистых нефтей составляют 62%, в том числе высокосернистых — 19%.
Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см 3 составляют 22,5% ресурсов, высоковязкие нефти — 6%.
Ресурсы свободного газа оценены по Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской, Тиманской, Ижма-Печорской НГО и Малоземельско-Колгуевскому самостоятельному НГР.
На Северо-Предуральскую НГО приходится свыше 62% НСР, а среди НГК доминирует визей-нижнепермский (57%).
Прогнозные ресурсы газа составляют 1,3 трлн м 3 , из которых 48% сосредоточено во впадинах Предуральского прогиба.
По глубине залегания они распределены следующим образом: до 3 км — 45%, от 3 до 5 км — 30%. от 5 до 7 км — 25%.
Прогнозируется преобладание газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов, а также сернистых газов, доля которых может возрасти до 50 — 60%.
Ресурсы газового конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО.
В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78% НСР газового конденсата и 83% прогнозной части этих ресурсов.
В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс т/км 2 , изменяясь от 219 тыс т/км 2 в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс т/км 2 в Ижма-Печорской.
Северная часть НГП (Ненецкий АО) имеет превышение средней плотности ресурсов углеводородов почти в 2 раза над южной ( Коми) — соответственно 79,6 и 41,7 тыс т/км 2 .
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме углеводородов в 4,9 млрд т (извлекаемые).
Средняя плотность начальных ресурсов углеводородов на континентальном шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части НГП.
Начальный потенциал ресурсов нефти и газа реализован соответственно на 39 и 43%, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы.
В старом нефтедобывающем районе провинции — Тиманской НГО — свыше 80% ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано.
Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.
Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов углеводородов по отдельным НГК (см. таблицу).
Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30 — 57%, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти.
Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти.
Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20 — 29%).
Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные.
Основной газоносный комплекс — визей-нижнепермский — разведан на 61%, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа.
Привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.
И в 21 веке Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части РФ.
Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.
Крупный и привлекательный для зарубежных инвесторов перспективный объект представляет собой шельф Тимано-Печорской НГП, где при относительно слабой изученности открыты и подготавливаются к разработке 1 е нефтяные месторождения.
Разведанность НСР нефти и газа Тимано-Печорской НГП
*Оценка прогнозных ресурсов требует уточнения.
Рис. 1. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НГП
Границы: 1 — Тимано-Печорской НГП, 2 — НГО (цифры в кружках): 1 — Тиманская, 2 — Ижма-Печорская. 3 — Печоро-Колвинская, 4 — Хорейверская, 5 — Варандей-Адзьвин-ская, 6 — Северо-Предуральская, 7 — Малоземельско-Колгуевская; 3 — районы неглубокого залегания и выхода фундамента на поверхность; месторождения: 4 — нефтяные, 5 — нефтегазовые и газонефтяные, 6 — газовые и газоконденсатные (1 — Вуктыльское, 2 — Пашнинское, 3 — Ярегское, 4 — Усинское, 5 — Возейское, 6 — Лаявожское, 7 — им. Р. Требса, 8 — Песчаноозерское, 9 — Поморское, 10 — Приразломное, 11 — Северо-Гуляевское); крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Тиманская гряда. II — Уральская складчатая система
Рис. 2. ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (1) И ГАЗА(2) ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП
Источник