1.1.2. Тимано - Печорский нгб

Тимано - Течорский НГБ занимает южную часть Баренцева моря (рис.1).

На территории Тимано - Печорского НГБ обнаружены залежи УВ в:

• ордовико - нижнедевонских отложениях (только на суше)

• среднедевонско – нижнефранских отложениях (только на суше)

• верхнедевонско – турнейских отложениях

• визейских отложениях нижнекаменноугольного возраста

• верхнекаменноугольного – нижнеперьмского возраста

• верхнеперьмско – триасовые отложения.

Ордовико – нижнедевонские отложения представлены трещиновато - поровыми и каверно – поровыми известняками и доломитами с мощностью пластов 50 – 100 м.

Пористость коллекторов 5 – 10 %, проницаемость 30 – 70 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Преобладают лёгкие и средние парафинистые нефти.

Встречаются и тяжелые нефти с плотностью порядка 943 кг/м³ ст.ус., содержащие общей серы ~ 2,63 %, смол ~ 15,3 % и асфальтенов ~ 9,7 % мас.

Среднедевонско – нижнефранские отложения представлены несколькими терригеновыми пропластками мощностью от 20 до 70 м, регионально перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов колеблется от 23 до 6 – 12 %, а проницаемость от 30 – 70 до 800 мД.

На сегодняшний день в отложениях открыты нефтяные месторождения.

Нефти лёгкие, высокопарафинистые, практически без асфальтенов с плотностью 820 – 850 кг/м³ ст.ус.; причём, чем выше по разрезу – тем легче нефть.

Единственное исключения – Ярегское месторождение. При глубине залегания всего 100 – 180 м нафтено – ароматическая нефть имеет плотность 933 - 947 кг/м³ ст.ус.

На ряде залежей есть нефтяные оторочки с плотностью до 949 кг/м³ ст.ус.

Верхнедевонско – турнейские отложения представлены массивными карбонатными телами.

Пористость коллекторов до 30 %, проницаемость до 2000 мД.

Нефти лёгкие (~ 837 кг/м³ ст.ус.), слабосернистые (S общая 0,18 – 0,58 % мас.), парафинистые (2 – 4,3 % мвс).

Визейские отложения представлены терригеновыми пропластками, содержащими оолитовые железные руды, бокситы, пласты угля. Региональная покрышка отсутствует.

Пористость коллекторов до 25 %, проницаемость до 500 мД.

Верхнекаменноугольные – нижнеперьмские отложения представлены глинистными известняками мощностью 100 – 350 м, перекрытыми глинами.

Пористость коллекторов 10 – 20 %, проницаемость 100 – 200 мД.

На северо – востоке материковой части бассейна нефти тяжелые, высокосернистые с повышенным содержанием смол и асфальтенов суммарная доля которых доходит до 17 – 30 % мас.

Лёгкие нефти и конденсат сосредоточены в северо – западной материковой части бассейна.

В акваториальной части бассейна открыты крупные нефтяные месторождения: Приразломное, Варандей – море, Медынское – море. (Перспектива – с-з направление вдоль о. Колгуева).

Нефти тяжелые (~ 903 кг/м³ ст.ус.), сернистые (S общая ~ 2,02 % мас.), смолистые (~ 14,3 % мас.), асфальтеновые (~ 5,2 % мас.), парафинистые (~1,5 % мас.) с динамической вязкостью в поверхностных условиях 27,2 – 34,9 сСт и 9,66 – 11,8 сСт в пластовых условиях.

Верхнеперьмско – триасовые отложения представлены терригеновыми пропластками, перекрытыми глинами и алевроитами.

Пористость коллекторов 17 – 23 %, проницаемость ~ 250 мД.

Залежи небольшие, нефть тяжелая. Есть газовые месторождения с нефтяной оторочкой (например, Гуляевское).

На сегодняшний день на территории Баренцевоморского НГБ, по крайней мере в Российском секторе, открыты только газовые и газоконденсатные месторождения.

На сегодняшний день на территории Тимано – Печорского НГБ открыты только нефтяные месторождения.

Однако, по данным ВНИИОкеангеологии (2005 г) реальная картина выглядит иначе.

На территории Баренцевоморского НГБ имеются перспективные нефтеносные участки с прогнозируемыми запасами порядка 1 млрд.т нефти.

На территории Тимано – Печорского НГБ также имеются новые перспективные нефтеносные участки с прогнозируемыми запасами нефти в 30 превышающими все шельфовые запасы Норвегии в Баренцевом море.

Всего на шельфе Баренцевого и Печорского моря выделено 12 таких участков:

1 – й участок. С-В часть шельфа, объединяющая хорошо известные Варандей – Адзьвинскую и Хорейверскую нефтегазоносные области (НГО), а также Гуляевско – Долгинскую НГО.

2 – й участок. С-З часть о.Колгуева.

3 – й участок. С-З часть Коргинской зоны.

4 – й участок. Кольский шельф.

5, 7, 8, 9 – ые участки. Центрально – Баренцевское поднятие.

10 – й участок. Северная часть шельфа.

11 и 12 – ые участки. Адмиралтейско – Приновоземельская область.

В результате проведённых исследований на этих участках выявлено 147 перспективных объектов (83 – в Баренцевом море и 64 в Печорском). Из них 27 перспективной площадью 2469 км² подготовлены к глубокому разведочному бурению.

На сегодняшний день в Баренцевом море 1 скважина приходится на 31,6 тыс.км², в Печорском море на 16,6 тыс. км². На 80 % перспективной площади вообще нет ни одной скважины.

Осадочный чехол в Печорском море достигает 10 – 12 км, в Баренцевом море 20 – 22 км. Скважины же, имеющиеся в Баренцевом море вскрыли отложения до 4524 м, а в Печорском море до 4500 м.

Поэтому, из – за недостаточной глубины бурения не получили должной оценки нижние потенциально продуктивные горизонты осадочного чехла.

Согласно оценке на 1 01.2002 г начальные суммарные извлекаемые ресурсы Баренцева моря составляют 23,5 трл.м³ свободного газа и 1 млрд.т. нефти с конденсатом. Ресурсы Печорского моря – 2,3 трл.м³ свободного газа и 2,5 млрд.т. нефти с конденсатом.

Основная часть ресурсов (59 %) Баренцева моря приурочена к юрско –неокомским отложениям, 25% - к триасовым отложениям, 7 % - к верхнедевонским – нижнепермским отложениям. Таким образом до 85 % ресурсов прогнозируется в мезозойских отложениях. Остальные в палеозойских – но в них подавляющее количество нефти. Причем, 83 % запасов Баренцева моря располагаются на глубинах до 3 км от дна, для Печорского моря эта величина составляет 39 %.

Скв. № 2 и 4 на Медынском месторождении доказали высокую перспективность нефтеносности не только каменно – угольных, но и нижнедевонских отложений, из которых был получен приток более 600 т/сутки (Рис.1.).

Поисково – разведочные работы ОАО «Газпром»:

Перво очередные объекты работ: Приразломное и Долгинское месторождения.

На Приразломном для перевода запасов из категории С₂ в С₁ (пермо-карбоновая залежь) и поисковых работ в девонских отложениях планируется бурение 3 скважин.

На Долгинском месторождении планируется бурении 6 скважин.

В период 2011 – 2020 г. планируется поисковое бурение на структурах – сателлитах данных месторождений.