24. Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн.

Находится на севере ВЕП - между Тиманским кряжем и Полярным Уралом. Крупнейших месторождений нети и газа нет, но там открыто 72 месторождения. Бассейн территориально приурочен к республике Коми (43) месторождения и Архангельской области (29). Среди них есть даже крупные по запасам. Северная граница ТП проводится условно - от п-ва Колгуев до Новой Земли.

Бассейн относится к одному из древнейших по открытию и разработке - после Волго-Уральского. Первое месторождение открыто в 1930 г. - Чибьюское под Ухтой. 1962 г. - открыт самый богатый Печоро-Колвинский регион в провинции. 1963-70 гг. - открыто уникальное Вуктыльское нефтегазоконденсатное, Усинское, Возейское, Харьягинское месторождения. 70-е годы - проведение геолого-разведочных работ на акваториальном продолжении бассейна ("Печорское море") - основной потенциал бассейна. По топливно-энергетическим ресурсам территория неравномерна, месторождения приурочены к определенным зонам.

В целом осадочный разрез бассейна всем сектор палеозойских и мезозойских отложениях. Кайнозой - повсеместная эрозия. Нефтегазоносность на сухопутной части связана с палеозойским комплексом, при этом в северном направлении залежи по возрасту вмещающих отложений (коллекторов) испытывают омоложение.

Основные тектонические структуры = НГО:

• Предуральский краевой прогиб - серия сменяющих друг друга с севера на югу очень глубоких впадин, очень высокая мощность отложений, на сегодняшний день месторождения не вскрыты, а потенциал связан с углем.

• Печоро-Колвинский район расположен в пределах палеозойского одноименного авлакогена (S₂-D₁) - крупнейшие месторождения приурочены к прибортовым валам авлакогена. С востока - Колвинский вал, с запада - серия валов, с юга - тоже какой-то вал.

• С запада Печоро-Коливинского авлакогена - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь - стабильная выдержанная зона, там выявлены в основном газоконденсатные небольшие месторождения.

• С восточка Печоро-Колвинского авлакогена - Большеземельский свод. Свод существовал с раннего палеозоя до начала позднего палеозоя достаточно стабильно, с позднего палеозоя испытывал погружение, поэтому по верхнему структурному этажу сформировалась Хорейверская впадина.

• Восточнее выделяется Варандей-Адзвинская структурная зона, генезис которой точно не выявлен. Возможно это рифтовая зона, возможно - результат воздымания Урала в мезозое.

Основная особенность - наличие крупных вытянутых субмеридиональных тектонических элементов, прослеженных на всем бассейне. В пределах одного и того же элемента строение очень схожее, в северном направлении увеличиваются глубины, мощность верхнего (мезозойского) структурного этажа увеличивается (за счет влияния Баренцевоморского региона).

Основные НГО:

• Малоземльско-Колгуевская.

• Печоро-Колвинская.

• Варандей-Адзвинская.

• Хорейверская.

Стратиграфия:

• Нижне-среднепалеозойский этаж - преимущественно карбонатный.

• Средне-позднепалеозойский - терригенно-карбонатный.

• Мезозойский - терригенный.

• В конце раннего карбона - условия близкие к аридным, формировались ангидридные отложения (200-300 м). Есть во всех тектонических зонах. Такие же ангидриты есть в нижнем девоне.

Вся сухопутная часть - преимущественно нефтяные месторождения, кроме самых южных частей (там - Вуктыльское газоконденсатное м-е). К северу (с увеличением глубин структурных этажей) увеличивается газовая и газоконденсатная составляющая (основные газовые месторождения приурочены к Печоро-Колвинскому авлакогену)..

Нефтегазоносные комплексы:

• Ордовикско-нижнедевонский - терригенно-карбонатный.

• Среднедевонский - терригенный.

• Среднефранско-турнейский - терригенно-карбонатный.

• Нижне-средневизейский - терригенный.

• Верхневизейско-нижнепермсикй - карбонатный.

• Нижнепермский - терригенный (артинско-кунгурский).

• Верхнепермский - терригенный.

• Триасовый - терригенный.

Усинское нефтяное месторождение.

Одно из крупнейших месторождений Печоро-Колвинского авлакогена. Приурочено к Колвинскому мегавалу, который был сформировал как инверсионный на востоке Печоро-Колвинского авлакогена. Это асимметричная антиклинальная структура с относительно пологим западным крылом и очень крутым восточным. Это многопластовая залежь, нефти средней плотности, малосернистые. Разрабатывается около 30 лет, на сегодняшний день - это основной поставщик нефти в ТП НГБ.

Поморское газоконденсатное месторождение.

Открыто в 1979 г., приурочено к самой северной части Колвинского мегавала. Это узкая вытянутая брахиантиклиналь, осложненная сбросом северо-западного простирания. Приток газа и конденсата с большим содержанием сероводорода (12%) был получен при опробовании ассельско-сакмарских отложений. Коллектора органогенно-детритовый, приуроченный к рифовой постройке. Покрышка - аргиллиты артинско-кунгурского возраста. Кроме нижнепермских отложений, приток газа и конденсата был получен из карбонатных нижнекаменноугольных отложений, но там не такое высокое содержание сероводорода.

Восточно-Колвинское нефтяное месторождение.

Приурочено к биогенным постройкам западной части Хорейверской впадины. Это верхнедевонские рифовые постройки - в это время они окаймляли впадину, где формировались доманикоидные отложения. Средняя пористость 7-8%, коллектора представлена доломитами, известняками. Амплитуда рифовых построек - 20 м. Тип порового пространства - трещиновато-кавернозный. Залежи массивные. В целом для впадины характерно наличие нижнедевонских нефтяных пластовых залежей, экранированных нижне-среднедевонскими аргиллитами.

Нефтяное месторождение им. Титова.

Приурочено к северо-востоку Х. впадины. Это такие же верхнедевонские рифовые постройки с массивными залежами нефти. Нефть также есть и нижнедевонских отложениях под рифовыми постройками.

Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение.

Приурочено к самой северной части Х. впадины, в акваториальной части - находится в фонде, добыча пока не идет. Месторождение открыто в терригенных отложениях верхней перми (нефтяная залежь) и в карбонатных отложениях нижней перми (газоконденсатная залежь). Нижнепермские отложения в низах представлены карбонатными, перекрываются артинско-кунгурскими аргиллитами (покрышка). В случае нижнепермских карбонатов, это в основном газ, меньше конденсата, коллектор - мелкокристаллические пористые известняки, залежь массивного типа, мощность до 200 м. Для газа характерно до 13% сероводорода. Верхнепермский коллектор - мелкозернистые песчанки, покрышка - 40-метровая крепких аргиллитов нижнего триаса. Залежь пластово-сводовая. Нефть тяжелая (900 кг/м³), сернистая и парафинистая.

Месторождения Варандей-Адзвиснкой зоны.

Есть 2 прибортовых вала - восточный (Медыньский) и западный (Сорокина).

• В пределах вала Сорокина выявлено около 15 нефтяных месторождений - антиклинали, ограниченные сбросами и др. разломами. Нефтяная залежь - в ассельско-сакмарсих карбонатных отложениях, массивно-пластового типа. Ловушка - до 200 м, приурочена к узкой брахиантиклинали (в субмеридиональном направлении), частично ограничена тектоническими нарушениями (амплитуда смещения до 200 м). Коллектора - органогенные пористые (до 8%) известняки, кавернозные, местами трещиноватые. По латерали - фациальная изменчивость с увеличением глинистой составляющей. Покрышка - артинские аргиллиты. Нефть тяжелая (более 900 кг/м³), сернистая (до 2%), смолистая (до 14%). Также выявлена залежь в триасовых отложениях - еще более тяжелая нефть. По геофизике предполагается наличие залежей в визейско-турнейском и верхнедевонском интервале.

В акватории - Долгинское месторождение. Это 2 антиклинали, где залежи гидродинамически связаны. В плане это вытянутая в субширотном направлении антиклиналь, приурочена к западной границе Варандей-Адзвинской зоны. Продуктивны верхнекаменноугольно-нижнепермские карбонатные отложения. Залежь пластово-сводовая. Коллектора - карбонатные, коэффициент пористости до 7%. Ассельско-сакмарские карбонаты - пористость достигает 12%. За счет неоднородностей в составе карбонатов выявлено несколько залежей. Также есть залежи в верхнепермских отложениях, контролируемые той же структурой.

• Медынь - нефтеносные отложения франского яруса верхнего девона. Плотность нефти 890 кг/м³. Есть залежь в каменноугольно-нижнепермских отложениях с еще более тяжелой нефтью.

Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Открыто в начале 60-х годов, добыча - с 1968 г. Начальные запасы газа оценены в 390 млрд. м³. Содержание метана в газе - до 85%, конденсата - 350 г/м³. Залежи в каменноугольно-пермских отложениях. Приурочены к антиклинали субмеридионального простирания. Площадь антиклинали 250 км², амплитуда свыше 1,5 км. По сути, эта структура надвигового типа возникла при воздымании Урала, отложения поползли по кунгурским солям. Установлены 2 крупные газоконденсатные залежи:

• В карбонатных отложениях каменноугольно-нижнеартинского возраста.

• Под кунгурской покрышкой.

Харьягинское месторождение - расположено рядом с Усинским, крупнейшее по нефти.