4.3.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части России и охватывает территории Респу­блики Коми и Архангельской области (рис. 62).

Первые сведения о нефти региона относятся к X в. В 1745 г. куп­цом Федором Прядуновым был построен первый в мире примитив­ный перегонный завод на ухтинской нефти производительностью в несколько десятков тонн. Первые промышленные месторождения нефти и газа в Республике Коми были открыты в начале 30-х годов нашего столетия в юго-восточной части Тиманского кряжа (Чибью- ское, Ярегское, Седьиольское и др.).

Новый этап в освоении Тимано-Печорской провинции начался в 60-х годах, когда фронт поисково-разведочных работ стал переме­щаться в неизученные районы к северо-востоку от известных площа­дей. Значительное число месторождений нефти и газа в отложениях силура, девона и перми было открыто в Ижма-Печорской впадине, в том числе Западно-Тэбукское и Пашнинское. В 1964 г. в отложе­ниях пермо-карбона было выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Верхнепечорской впади­ны Предуральского прогиба, а затем были открыты месторождения Усинское и Возейское на Колвинском мегавалу, Печорогородское, Печоро-Кожвинское и Кыртаельское на Печоро-Кожвинском мега- валу, ряд месторождений на Шапкино-Юрьяхинском валу, а также отдельные месторождения в других геотектонических зонах. Эти от­крытия подтвердили перспективы нефтегазоносное™ всей Тимано- Печорской провинции.

Целенаправленные работы на рифовые комплексы в конце 70-х и в 80-х годах привели к открытию многих месторождений, приу­роченных к рифогенным постройкам верхнедевонского возраста и структурам их облекания на Колвинском мегавале (Харьягинское), в Ижма-Печорской (Аресско-Сотчемыоская группа и др.) и Хорей- верской (Дюсушевское, Западно-Сандивейское, Южно-Баганское и др.) впадинах, а также подтвердили промышленную нефтегазонос- ность нижнедевонско-ордовикского карбонатного комплекса Хо- рейверской впадины (Среднемакарихинское, Верхневозейское, им. А. Титова и др.), Варандей-Адьзвинской структурной зоны (Хосол-

- 174 -

тинское, Хасырейское, Северо-Сарембойское и др.). Эти направле­ния работ и сейчас являются одними из наиболее перспективных.

Месторождения нефти и газа. Почти все месторождения Тимано- Печорской провинции многозалежные. Они, как правило, связаны с куполовидными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Известны месторож­дения, связанные со структурными выступами (Нижнеомринское) и с заливообразными зонами выклинивания продуктивных отло­жений (Западно-Изкосыоринское). Установленные залежи нефти и газа различны по типу. Многие из них пластовые сводовые (ме­сторождения Тиманского кряжа), а также массивные (Вуктыльское, Усинское) и структурно-стратиграфические (Западпо-Тэбукское). Для терригенных отложений среднего и верхнего девона, отличаю­щихся литологической и фациальной изменчивостью песчаных кол­лекторов по площади и разрезу, характерны стратиграфически и ли­тологически экранированные залежи (Нибель, Нижняя и Верхняя Омра и др.), в том числе рукавообразные (Войвожское) (рис. 63).

Усинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Колвинского мегавала и приурочено к крупной брахиантикли- нальной складке северо-западного простирания (рис. 64). Размеры структуры по замкнутой изогипсе — 3300 м около 33x12 км, амплиту­да примерно 500 м. Восточное крыло складки более крутое (20—25 °) по сравнению с западным, наклон которого не превышает 5—7°. Раз­рез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть пред­ставлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность ме­сторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений доманико- вого горизонта франского яруса и из фаменских известняков верхне­го девона.

Залежь легкой нефти, установленная в отложениях среднего де­вона, контролируется линией выклинивания толщи девонских пес­чаников, которая проходит по западному крылу Усинской структу­ры вблизи ее сводовой части. Залежь пластовая сводовая, ослож­ненная стратиграфическим срезом. Этаж нефтеносности достигает 488 м. Песчаные коллекторы характеризуются высокими емкост­ными свойствами, что находит отражение в больших дебитах неф­ти (100—800 м³/сут).

Верхняя залежь тяжелой нефти связана с карбонатными пористы­ми и кавернозными коллекторами нерасчлененной толщи известня­ков пермо-карбона и является массивной. Высота ее более 300 м, глу­бины залегания 1350—3200 м. Нефть тяжелая, плотностью при 20 °С от 0,954 до 0,968 г/см³, высокосмолистая (17—21%), сернистая (1,89— 2,11%), беспарафинистая (0,08—0,6%).

- 176 -

Рис. 64. Усинское месторождение (по Б.Я. Вассерману):

а — структурная карта по подошве проницаемых песчаников среднего девона;

6 — геологический разрез по линии I—J.

1 — граница распространения продуктивных песчаников среднего девона;

2 — нефтяные залежи; 3 — контур нефтеносности;

4 — поверхность фундамента; 5— изогипсы, м

Вуктьиьское газоконденсатное месторождение приурочено к линейной антиклинами Верхнепечорской впадины Предуральско- го предгорного прогиба (рис. 65). Длина антиклинали в пределах установленного контура газоносности достигает 80 км при ширине 5—7 км и амплитуде 1400 м. Складка, протягивающаяся параллельно горным сооружением Урала, характеризуется резко асимметричным строением. Западное крыло ее крутое (60—80°) и осложнено надви­гом, восточное — более пологое (10—25°).

На месторождении установлена газоконденсатная залежь в отло­жениях нижней Перми и среднего карбона. Коллекторами газа явля­ются трещиноватые известняки, перекрытые гинсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. Глубина залегания про­дуктивной толщи вменяется от 2200 до 3100 мм. Залежь массивная. Этаж газоносности залежи достигает 1320 м. Среднее пластовое дав-

- 178 -

ление 35,5 МПа, пластовая температура 50°С. Средний начальный дебит газа эксплуатационных скважин 500 тыс. м³/сут.

Отличительной особенностью Вуктыльского месторождения является аномально высокое содержание конденсата в газе (более 300 г/см ).

Приразломное нефтяное месторождение (рис. 66) приурочено к структуре размерами 18,3x5,1 км, площадью по предельно замкну­той изогипсе 62,3 км², осложненной системой разрывных наруше­ний различной протяженности и амплитуды (до 1000 м и более). По­крышкой Пермо-карбонового резервуара, содержащего нефть, слу­жат глины кунгурского яруса. Резервуар разобщен на два пласта (I и II), в верхнем из которых выделены пропластки (1^а, I⁶, I^е). Про- пласток 11 развит в центральной и юго-восточной частях структуры, остальные развиты повсеместно. Общая толщина пласта I составля­ет 43—85 м, эффективная — 42—85 м, пласта II соответственно49,5—63 и 11,1—26,2 м. Пористость пласта 1 менее 10%, проницаемость пластов 0,05—0,4 мкм². Дебиты скважин верхнего пласта после кислотных об­работок достигают 390—675 м-’/сут, нижнего — до 20 м³/сут без обра­боток. Нефть пласта I тяжелая, плотностью 0,908—0,914 г/см³, содер­жит 2,3% серы. Газовый фактор 34—47 м³/сут. газ содержит до 0,4% H,S. Нефть пласта II еще тяжелей — 0,928 г/см⁵, газовый фактор — 253 м³/сут.