углеводородов на севере Тимано-Печорской провинции
Основные месторождения нефти и газа сосредоточены на севере Ти- мано-Печорской нефтегазоносной провинции [2], находятся частично в Республике Коми и Ненецком автономном округе. По своим масштабам Тимано-Печорская провинция (ТПП) значительно меньше Западно- Сибирской, однако в настоящее время ее можно рассматривать как один из наиболее перспективных регионов по запасам углеводородного сырья.
Север Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции богат запаса- ми углеводородов. Так, в пределах Ненецкого автономного округа от- крыто более 80 месторождений нефти и газа. Среди них такие крупные месторождения, как им. Титова и им.Требса и др. Широкий диапазон нефтегазоносности осадочных комплексов севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, от верхнеордовикских и нижнесилурий- ских до триасовых, установлен для всех основных тектонических эле- ментов провинции, кроме недостаточно изученной бурением Коротаи- хинской впадины, Предпайхойско-Предновоземельского прогиба и за- падного склона Урала. В нефтегазообразовании на севере ТПП большое значение имеет геодинамический фактор. В формировании месторож- дений нефти и газа существенную роль играет разломная тектоника.
Наличие дизьюнктивных нарушений существенно влияет на условия залегания скоплений углеводородов.
В целом, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция обладает довольно сложным геологическим строением, а присутствующие в ее пределах крупные тектонические элементы первого и второго порядков значительно различаются друг от друга мощностью и литолого-фаци- альными особенностями даже разновозрастных осадочных комплексов.
Все это значительно усложняет их изучение. Фактически, в пределах каждого тектонического элемента НГО или крупного НГР приходится выделять закономерности изменения каждого из выделяющихся в раз- резе осадочных образований НГК и каждого из приравненных к ним продуктивных горизонтов.
Проведенный анализ показывает, что значительные запасы нефти и газа Тимано-Печорской провинции связаны с карбонатными НГК. Но, как свидетельствует практическая работа, эффективность поисково- разведочных работ на объектах, связанных с карбонатными комплекса-
1Институт геологии Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар, Россия
ми, существенно ниже, чем на терригенных. Поиски, разведка и разра- ботка залежей УВ в карбонатных коллекторах значительно осложняют- ся резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств и трудно- стью выявления зон, имеющих высокопроницаемые участки. При этом важную роль в формировании пустотного пространства играют эпиге- нетические процессы растворения поверхностными и пластовыми во- дами, формирующие образование карста. Интенсивность данных про- цессов зависит от множества разных факторов.
При образовании перспективных нефтегазоносных объектов большое значение может иметь трансгрессивно регрессивная периодичность при формировании осадочной массы и гипергенно-постседиментаци-онные изменения пород-коллекторов, дизъюнктивные подвижки и множество других факторов, которые связаны с направлениями источников сноса об- ломочного материала, изменением климата, геодинамическими обстанов- ками. Помимо определения структурно-емкостных критериев, формирую- щих направления поисков таких разнотипных объектов, также желательно установить перспективы их продуктивности, которые зависят от возмож- ностей генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и сохранения их залежей на определенных этапах геологической истории.
Решение данных задач можно осуществить на основе изучения осо- бенностей формирования осадочного бассейна и системы распределе- ния УВ, его физико-химического и фазового составов в разнотипных зонах нефтегазонакопления.
Существуют разные сегменты, в частности такой, как Ижма-Печор- ский сегмент, который приурочен к мелководному морскому бассейну, сформированному в стабильном Ижма-Печорском блоке. В данном слу- чае верхние пермо-триасовые отложения не попали в зону генерации углеводородов, и к производящим толщам можно отнести отложения от среднего девона до нижней перми. Среднедевонская и нижнефранская НГ-генерирующая толща попала в зону генерации в раннем карбоне, доманико-турнейская – в конце карбона, среднекаменноугольно-артин- ская – с середины юрского периода. Продуктивность данных очагов генерации можно оценить как среднюю и низкую для девонской толщи, среднюю и высокую для карбон-артинской толщи.
К крупнейшим структурам относятся блоки земной коры, они имеют различную тектоническую активность, причем степень и характер их активности оказывает значительное влияние на строение и состав оса- дочной толщи, характер и объемы нефтегазоносности. Имеющийся уровень тектонической активности геоблоков на поверхности земной коры в различные геологические эпохи значительно влияет на характер строения платформенного осадочного чехла и его нефтегазоносностъ на
севере Тимано-Печорской провинции. Разведанная часть ресурсов уг- леводородов расположена в мобильных геоблоках и в границах геобло- ков с различной геодинамической активностью.
Тектоно-геодинамическая закономерность выявления и изучения данных структур – это основа для прогнозов нефтегазоносности, кото- рая позволяет выявлять зоны нефтегазонакопления для различного типа платформенных структур как в континентальной их части, так и в аква- ториальном продолжении и обосновать рекомендации по направлениям поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Проведенные исследования позволили сформировать модель строения отложений верхнедевонского комплекса на севере Тимано-Печорской про- винции [1], показать закономерности формирования коллекторов разлом- ной тектоники по площади и разрезу, что значительно повысило эффек- тивность проводимых геологоразведочных работ на нефть и газ. Результа- ты данных исследований были зафиксированы в научно-исследователь- ских отчетах, выполненных с участием геологоразведочных предприятий.
Современный этап геологоразведочных работ характеризуется, с од- ной стороны, значительным дефицитом фонда традиционных локаль- ных структур в большей части территории суши, а с другой стороны – освоением огромных новых территорий шельфа, в том числе и Барен- цевоморского, которые являются продолжением Тимано-Печорского бассейна [3]. Была разработана тектоно-геодинамическая модель плат- форменных структур, и на ее основе выполнен прогноз нефтегазонос- ности по северу Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Были выявлены тектоно-геодинамические закономерности изучения плат- форменных структур. Это позволило выделить зоны нефтегазоносности в пределах различного типа платформенных бассейнов как на их конти- нентальном, так и на акваториальном продолжении, создать основу для прогноза нефтегазоносности и сформировать рекомендации по новым направлениям поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере ТПП. Была проведена детальная (зональная) оценка недр севера Тима- но-Печорской провинции, оценка фазового состояния УВ в предпола- гаемых месторождениях нефти и газа. Также определены перспектив- ные направления поисков нефти и газа на севере ТПП. Проводилось выделение сложно построенных ловушек и районов с максимальной плотностью изученности – в Варандей-Адзьвинский НГО, Печоро-Кол- винском авлакогене и Хорейверской впадине.
Литература
Баренцевская шельфовая плита // Труды ПГО «Севморгеология». Т. 196. Л.: Не- дра, 1988. 263 с.
Богацкий В.И. Возможности зонального и локального прогноза нефтегазоносно- сти в северных районах Тимано-Печорской провинции // Нефтегазоперспективные объекты Тимано-Печорской провинции и методы их прогнозирования. Л.: ВНИГ- РИ, 1990. С. 8–15.
Закономерности размещения и перспективы поисков месторождений нефти и газа в Тимано-Печорской провинции / В.И. Громека, A.M. Буровой, Н.Т. Куренков и др. // Геология нефти и газа. 1994. № 6. С. 28–32.