Содержание к диссертации
Введение
Часть I. Геологическая характеристика северной части Тимано-Печорского Q нефтегазоносного бассейна
Глава 1. История геолого-геохимических исследований северных экваториальных районов бассейна
Выводы к главе 1 16
Глава 2. Геологическое строение северной части Тимано-Печорского бассейна
2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений 17
2.2. Внутренняя структура земной коры и фундамента 47
2.3. Тектоническое строение 49
2.4. Термический режим 59
2.5. История геологического развития 62
Выводы к главе 2 71
Глава 3. Нефтегазоносность северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна
3.1. Нефтегазоносные области 75
3.2. Нефтегазоносные комплексы
Выводы к главе 3 109
Часть II. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности 1 северной части Тимано-Печорского бассейна
Глава 4. Геотермические и геохимические условия нефтегазообразования
4.1. Нефтегазоматеринские толщ
4.2. Реконструкция палеотермического режима бассейна
Выводы к главе 4 132
Глава 5. Формирование зон нефтегазогенерации северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна
5.1. Катагенетическая зональность отложений 140
5.2. История реализации нефтегенерационного потенциала 144
Выводы к главе 5 152
Глава 6. Перспективы нефтегазоносности Печороморской части Тимано-Печорского бассейна
Выводы к главе 6 161
Заключение *"2
Литература
- История геолого-геохимических исследований северных экваториальных районов бассейна
- Внутренняя структура земной коры и фундамента
- Нефтегазоносные комплексы
- Реконструкция палеотермического режима бассейна
Введение к работе
Актуальность темы Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн (ТП НГБ), являясь одним из «старейших» нефтегазодобывающих районов России, сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносное для наращивания добычи углеводородного сырья за счет своих северных, в том числе экваториальных, ресурсов Однако эта часть бассейна изучена слабо Пробуренные скважины вскрыли, в основном, мезозойские и верхнюю часть палеозойских отложений Все работы, проводимые на акватории, - геолого-геофизического плана и направлены, в основном, на выявление структур в верхней части осадочного чехла Геохимические исследования проводились только для отдельных месторождений и направлены на изучение физико-химических свойств флюидов, редко посвящены изучению нефтегазоматеринских пород
Данная работа является первой попыткой обобщить имеющийся геолого-геохимический материал, и на основе собранных данных воссоздать историю формирования нефтегазоносное изучаемого района с использованием современных компьютерных технологий
Цель и задачи исследования Цель исследований состояла в оценке перспектив нефтегазоносности отложений северной (экваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна на основе имеющегося фактического материала о геохимических особенностях отложений осадочного чехла и флюидов, с привлечением пакетов программ по бассейновому моделированию
Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи
-
Обобщение материала о геологическом строении и эволюции региона *
-
Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе отложений
-
Оценка генерационных возможностей нефтегазоматеринских пород с учетом их катагенетического преобразования
-
Реконструкция условий формирования нефтегазоносности
-
Выявление современных очагов нефте- и газогенерации, возможных путей миграции углеводородов
-
Оценка перспектив и фазовый прогноз нефтегазоносности
Научная новизна Для оценки нефтегазоносности отложений северной экваториальной части Тимано-Печорского бассейна впервые применен метод бассейнового моделирования, в результате чего построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности отложений северной части ТП НГБ
На основе фактического материала выделены и охарактеризованы нефтегазоматеринские породы для изучаемого района бассейна Построенная геолого-геохимическая модель позволила установить степень их катагенетического преобразования и остаточный (нереализованный) углеводородный потенциал
Научно обоснована площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах экваториальной части бассейна Выявлены два очага углеводородообразования нефтегазогенерирующий Печоро-Колвинский и нефтегенерирующий Варандей-
Адзъвинский Установлено направление латеральной миграции флюидов из Варандей-Адзъвинского очага до западного борта Хорейверской впадины
Практическая значимость данной работы заключается в научном обосновании нефтегазоносности северной экваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна выделением зон нефте- и газонакопления и качественном прогнозе состава флюидов для выявленных в этой части бассейна структур
Фактический материал В качестве фактического материала был использован представительный банк данных (1020 анализов химико-битуминологических исследований образцов пород и керна, включающих пиролитические данные), а также данные исследования флюидов из открытых залежей акваториальной и северной континентальной части исследуемого региона Зги исследования проводились сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ им М В Ломоносова в течение многих лет Кроме этого, в работе использовались материалы личных исследований автора по данному региону, проводимые с 2004 г
Публикации и апробация работы Предварительные результаты и основные положения работы докладывались на VI и VIII Всероссийской научной конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов «Геологи XXI века» (Саратов, 2005, 2007), VIII Международной конференции «Новые идеи в науках о Земле» (Москва, 2007), научной конференции молодых ученых «Трофимуковских чтения - 2006» (Новосибирск, 2006), Международном совещании по проблемам нефтегазовой геологии «Oil & Gas Habitats of Russia and Surrounding Regions» (Лондон, 2006), IX Международной конференции «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (Москва, 2005), VII Международной конференции и выставки по освоению ресурсов нефти и газа российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO/CIS Offshore-2005» (Санкт-Петербург, 2005), Международном совещании «Геология рифов» (Сыктывкар, 2005), XII Международной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (Москва, 2005), XIII Научной конференции молодых ученых «Структура, вещество, история литосферы Тимано-Североуральского сегмента» (Сыктывкар, 2004) и изложены в 10 опубликованных работах, включая тезисы и тексты докладов конференций
Благодарности Автор глубоко признателен своему научному руководителю, кандидату геол -мин наук, доценту Тамаре Алексеевне Кирюхиной за предоставленную возможность работать вместе, за возможность использовать собранный ее за десятилетия материал, а также за постоянную и разностороннюю помощь в ходе подготовки диссертации
Слова благодарности за предоставленную возможность работать с замечательными специалистами и всестороннюю поддержку автор выражает заведующему кафедры, профессору Михаилу Константиновичу Иванову Настоящая работа была завершена также благодаря консультациям и ценным советам со стороны старшего научного сотрудника Георгия Евгеньевича Яковлева и профессора Антонины Васильевны Ступаковой, которым автор очень признателен и благодарен
Особые слова благодарности автор выражает профессору Юрию Ивановичу Галушкину за возможность проведения совместных исследований, а также за ценные консультации и замечания при написании рукописи
Автор искренне признателен сотрудникам факультета за замечания и советы во время обсуждения отдельных вопросов при подготовке работы О.К Баженовой, М.А. Большаковой, СИ. Бордунову, Ю.К. Бурлину, А.Н Гусевой, А В Ершову, Н.А Касьяновой, НВ. Прониной, Е.В. Соболевой, НП Фадеевой, а также всем друзьям и коллегам, помогавшим на разных этапах выполнения этой работы
Глубокую признательность за помощь и консультации при освоении программ пакета «Temis» автор выражает зарубежным коллегам из компании Beicip-Franlab, подразделения Французского Института Нефти (Франция) М Сент-Жермес, Б Ероуту, Н.Бьянчи, а также Ю.Йоханенсен - специалисту компании «Статойл» (Норвегия) Искренние слова благодарности за консультации по различным вопросам геолого-геохимической тематики и, в некоторых случаях, возможность использовать совместно полученные научные результаты, автор выражает коллегам из компаний ЭХенриксену (компания «Statoil»), БХъюзинга, К Свиридчук (компания «ConocoPhihps»)
Автор чтит память о своем первом учителе и наставнике, докторе геол -мин наук, профессоре кафедры геохимии геологического факультета МГУ им MB Ломоносова Наталье Алексеевне Титаевой, идеи и советы которой оказали решающее влияние при выборе научной деятельности, а моральная поддержка и неиссякаемый оптимизм помогали на протяжении всех девяти лет пребывания автора в Университете
Автор всем выражает свою глубокую благодарность и искреннюю признательность
Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения Общий объем работы составляет J 78 страниц, включая 76 рисунков и 3 таблицы, библиографический список включает 162 наименования
История геолого-геохимических исследований северных экваториальных районов бассейна
Успешные поисково-разведочные работы в северных сухопутных районах Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, приведшие к открытию целой группы месторождений (Коровинское, Кумжинское, Василковское и др.), послужили отправным моментом для начала интенсивного изучения акватории бассейна уже в середине 70-х годов.
Первые сейсмические работы на акваториальной части бассейна, прилегающей к о-ву Колгуев, были выполнены в 1963, 1970, 1972 гг. (ВНИИМОРГЕО), в результате которых были построены по южной части первые структурные карты. Были выявлены основные черты тектоники, прослежены продолжения крупных тектонических элементов суши: Шапкина-Юрьяхинский и Колвинский мегавалы.
В 1973 г. были составлены схематические структурные карты масштаба 1:500 000 и 1:200 000 по отдельным сейсмическим горизонтам, было уточнено акваториальное продолжение Колвинского мегавала, вала Сорокина, Пайхойско-Новоземельского прогиба. На продолжении Тимана выявлена Приканинская зона поднятий, в Малоземельско-Колгуевской моноклинали прослежена Западно-Колгуевская зона поднятий, в пределах которой установлено крупное Русановское поднятие; на продолжении Шапкина-Юрьяхинского вала оконтурены Колоколморская, Северо-Колоколморская и Северо-Поморская структуры; в пределах Хорейверской впадины выявлено крупное Красинское поднятие; на продолжении вала Сорокина - Седовское и Гусиноморское поднятия. Летом 1971 г. выполнены региональные сейсмические и гидромагнитные исследования и детальные работы на Колоколморской площади и северном продолжении Шапкина-Юрьяхинского. Уточнено строение Гуляевской структуры (Косова, 2001; Самойлович, 1980; Хромова, 2002; Чернова и др., 1990).
С 1979 г. возобновились морские сейсморазведочные региональные исследования в юго-восточной части Баренцева моря и на Колгуевском шельфе, благодаря которым было освещено строение юго-восточной части Баренцева моря; прослежено северное окончание Колвинского мегавала в пределах Печорского моря; в экваториальной части ТП НГБ выявлены зоны предполагаемых рифовых массивов; проведено районирование сейсмофаций триасовых отложений; выявлена Русская зона поднятий (Евсюков и др., 1987).
С начала 80-х годов перед геофизическими службами встали задачи более детального изучения геологического строения тектонических элементов различного ранга и в первую очередь структурных объектов для передачи их в глубокое поисковое бурение.
В 1983-1984 гг. на Колгуевском шельфе выполненные поисковые сейсморазведочные работы позволили выделить три типа неантиклинальных ловушек: литологические пермо-триаса, рифогенные нижней перми-верхнего девона, тектонически экранированные и литолого-стратиграфические в зоне выклинивания нижнего девона; установлено наличие барьерного рифа в юго-восточной части Западно-Колгуевского шельфа («Баренцевская...», 1988).
Сегодня Печорское море является наиболее изученным сейсморазведкой в пределах арктических акваторий России. Региональные и площадные работы, с начала 70-х годов, здесь проводились различными научно-производственными организациями (ВНИИморгео, Севморгео, ММНГЭ, МАГЭ, Севморнефтегеофизика, Газфлот и др.; Попова и др., 1987)
Плотность геофизических наблюдений в Печорском море, в среднем, составляет около 0,2 пог.км/км2, в то время как на сухопутной части бассейна средняя плотность сейсмопрофилирования - 0,9 пог.км/км . В настоящее время общий объём сейсмических работ, выполненный в Печорском море, составляет 102 тыс. пог. км (Чернова и др., 1992).
На территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна пробурено более 3600 глубоких скважин. Крайне слабо изучены глубокозалегающие (более 5 км) горизонты. Если в интервале разреза до 3 км одна скважина приходится на площадь в 90 км2 территории, от 3 до 5 км -одна скважина - на 290 км , то в интервале от 5 до 7 км одна скважина приходится на 7335 км площади.
В северной (экваториальной) части бассейна первая скважина была пробурена в 1974 г. на о-ве Колгуев. Было начато бурение двух параметрических скважин Бугрино-140 и 141, которые были пройдены до глубин соответственно 1910 и 2000 м с забоем в нижнепермских известняках. С 1980 г. начато бурение параметрической скважины на Песчаноозерской структуре. По техническим причинам скважина была заложена в 4 км к юго-востоку от свода структуры на прибрежной косе. В 1982 г. в результате испытания этой скважины было открыто первое в экваториальной части Тимано-Печорского бассейна нефтегазоконденсатное Песчаноозерское месторождение (Попова и др., 1988).
Непосредственно в акватории глубокое бурение было начато в 1981 г. С поставленного на грунт корпуса судна «Севастополь» на Дресвянской площади в Печорской губе были пробурены две скважины, в том числе одна параметрическая, которая была пробурена на глубину 4236 м с забоем в нижнефранских отложениях. Из-за малых глубин проведения сейсмических работ, процесс подготовки структуры был осложнен техническими возможностями судов. Однако полученные в результате бурения данные позволили конкретно охарактеризовать геологический разрез переходной зоны, изучить вещественный состав пород осадочного чехла, осуществить достоверную привязку региональных опорных сейсмических горизонтов, что позволило повысить надежность интерпретации имеющегося сейсмического материала.
В 1985 г. на Поморской площади, расположенной на одноименном валу в непосредственной близости от восточного борта Денисовского прогиба, было открыто первое морское месторождение углеводородов в экваториальной части Печорской синеклизы. Поисковой скважиной, глубиной 2750 м, в известняках каменноугольного-раннепермского возраста выявлена газоконденсатная залежь в интервале глубин 2568-2660 м.
К настоящему времени на экваториальном продолжении бассейна пробурены скважины на Дресвянской, Поморской, Аквамаринской, Северо-Гуляевской, Паханческой, Долганской, Приразломной, Варандей-Море, Медын-Море площадях. На всех введённых в бурение площадях, за исключением Дресвянской, Паханческой и Аквамаринской были открыты месторождения углеводородов.
Внутренняя структура земной коры и фундамента
Земная кора Печорской плиты разделяется Припечорским глубинным разломом на Тиманский и Болынеземельский мегаблоки, которые сформировались в различных геодинамических обстановках (Белякова, 1988).
В пределах Тиманского мегаблока мощность земной коры составляет не менее 40 км, достигая 42 км в пределах горстов. Мощность земной коры Болынеземельского мегаблока в материковой части меняется от 35-36 км до 40-41 км (рис. 2.16; Булин и др., 1976; Дедеев, Запорожцева, 1985; Юдахин, Макаров, 2003). Шельфовая часть плиты также имеет кору континентального типа и ее мощность изменяется в аналогичном диапазоне. Поверхность «Мохо» здесь осложнена валами и разделяющими их ложбинами северозападной ориентировки. Повышенные значения мощности коры (40 км) свойственны выступам фундамента Печоро-Колвинского блока (восточной части о. Колгуев) и, вероятно, Русской ступени Хорейверского блока. Более утоненная кора возможно подстилает прогиб фундамента к западу от о. Колгуев, а также Печоро-Колвинский авлакоген.
Верхний слой консолидированной земной коры представлен карельским и байкальским структурными комплексами. Восточнее Припечорского глубинного разлома, в Большеземельском мегаблоке, толщи рифейского комплекса фундамента залегают преимущественно на нижнекоровом субстрате. В то же время в фундаменте Малоземельско-Колгуевской моноклинали, ее морского продолжения и Хорейверского блока предполагаются дорифейские массивы («Нефтегазоносность...», 1999). 54054
Строение земной коры Печорской плиты (по «Баренцевская...», 1988). А - субмеридиональный профиль; Б - субширотный профиль; 1-3 - преломляющее границы по данным: 1 - ГСЗ-82,2 - ГСЗ-76,3 -КМПВ (цифры на рисунке - значения граничных скоростей, км/с); 4 - отражающий горизонт по данным МОВ ОГТ; 5 - неуверенно проведенные границы; 6 предполагаемые границы; 7, 8,18 - граница "М" (7- по сейсмическим данным, 8 - по гравиметрическим данным); 9 -10 - гранитно-метаморфический слой: 9 кристаллические породы, 10 - складчатые породы; 11 - 12 - осадочный слой: 11 терригенные породы, 12 - карбонатные породы; 13 - разломы; 14 - верхние (а) и нижние (б) кромки магнитоактивных тел; 15 - поверхность консолидированной коры; 16 - поверхность А, определенная по методу МОВЗ (по Н.К.Булину); 17 основные сейсмические границы в составе коры; 19 - «гранитно-метаморфический» слой (карельский складчатый комплекс); 20 - «базальтовый» слой; 21 - байкалиды; 22 - платформенный чехол; 23 - разломы. По горизонтали и вертикали - километры. 2.3. Тектоническое строение
Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн охватывает два крупных тектонических элемента: Печорскую плиту, входящую в состав Восточно-Европейской платформы, и Предуральский краевой прогиб. Западной и юго-западной границей Печорской плиты является Западно-Тиманский краевой шов, северным ограничением служит Куренцовская супень (в составе Южно-Баренцевской зоны ступеней; устное сообщение А.В. Ступаковой).
По нижнему структурному этажу, включающему отложения от ордовикских до нижнедевонских, в пределах Печорской плиты выделяются: Тиманский кряж, Ижма-Печорский блок, Печоро-Колвинский авлакоген, Большеземельский свод (блок) и Варандей-Адзъвинская структурная зона (рис. 2.17).
В целом же структурный план региона определяется условиями залегания верхнепалеозойского карбонатного комплекса. По поверхности этих отложений выделен ряд валов и разделяющих их депрессий, образующих систему линейно вытянутых в северо-западном направлении структур. К основным из них в пределах рассматриваемого района ТПНГБ относятся Денисовский прогиб, Колвинский мегавал, Хорейверская впадина и Варандей-Адзъвинская структурная зона (рис. 2.18).
Для всех структур характерно асимметричное строение в поперечном профиле. Общей чертой является и уменьшение их рельефности в северном направлении и вверх по разрезу при одновременном погружении их шарниров в сторону шельфа. В экваториальной части бассейна погружение шарниров валов и уменьшение их амплитуды сопровождается изменением простирания с северо-западного на субширотное («Баренцевская...», 1988).
На Малоземельско-Колгуевской моноклинали наиболее сложно построен нижний этаж, представленный нижне-среднепалеозойскими карбонатными и терригенными нижнефранскими отложениями среднего структурного этажа. Наследуемые от поверхности фундамента прогибы в виде структурных заливов, раскрывающихся к Куренцовской ступени, в этой части осадочного чехла сохраняются. Сочленение моноклинали с сопряженным Шапкино-Юрьяхинским валом (входящим в состав Печоро-Колвинского авлакогена) и его продолжением в акваторию Печорского моря происходит по разрывным нарушениям. $ . - о.Новая Земля
В пределах Печоро-Колвинского авлакогена на экваториальном продолжении бассейна выделяется Денисовский прогиб и крупный инверсионный Колвинский мегавал (вдоль северо-восточной границы авлакогена; рис. 2.19).
Денисовский прогиб по нижним раннепалеозойским горизонтам представляет собой сложно построенную структуру, состоящую из отдельных грабенообразных прогибов и приподнятых блоков фундамента, выделяемых в пределах Печоро-Колвинского авлакогена. В западной части Денисовского прогиба над зоной разломов меридионального простирания образовалась узкая шовная зона - Шапкино-Юрьяхинский вал (Малышев, 2002).
Шапкина-Юрьяхшский вал - асимметричная структура с крутым, осложненным кулисными разломами, западным крылом и пологим восточным. Все локальные структуры вала хорошо выражены, особенно в отложениях визейско-верхнекаменноугольного структурного этажа. К северу происходит сокращение мощности среднедевонско-нижнефранских терригенных отложений (рис. 2.20), с одновременным увеличением мощности верхнеордовикско-нижнедевонского этажа (до 2 км).
Колвинский мегавал в северной части бассейна состоит из кулисообразно расположенных Поморского, Ярейюского и Харьягинского валов. Особенностью мегавала является значительная разница в характере залегания и дизъюнктивной тектонике структурных этажей, участвующих в его строении (рис. 2.21). Отмечается блоково-ячеистое строение нижнего этажа. Многочисленные разломы мегавала можно распределить на три группы в соответствии с этапами его развития. Первая группа - это нарушения досреднедевонских грабенов, вторая связана с дифференцированным подъемом отдельных блоков грабена в раннефранское время и третья - с общей инверсией мегавала по триасовый период включительно («Нефтегазоносность...», 1999).
По поверхности карбонатных нижнепермских отложений Хорейверская впадина представляется в виде крупной пологой отрицательной структуры. Однако ее можно считать впадиной из-за окаймляющих ее (по разломам) резко выраженных положительных форм - Колвинского мегавала и вала Сорокина. Морфологически она уверенно выражена лишь в отложениях перми-триаса, фактически впадина является моноклиналью (рис. 2.22), наклоненной к северо-западу и осложненной рядом структур второго порядка.
Нефтегазоносные комплексы
В целом, визейско-нижнепермский (кунгурский) карбонатный НТК подразделяется на подангидритовый (визейский) и надангидритовый подкомплексы (Меннер, 1989; «Геология...», 1994).
Продуктивность подангидритовых доломитов окско-серпуховского возраста установлена на Седьягинской площади (Варандей-Адзъвинская структурная зона). Залежи приурочены к пласту доломита, залегающего под сульфатной толщей. Тип залежей пластово-сводовый. Покрышкой является сульфатная и карбонатно-сульфатная толщи тарусско-стешевского горизонта (рис. 2.11). Окские карбонатные коллекторы обладают высокими фильтрационными характеристиками (пористость до 30 %, проницаемость 382 мД). Экранирующей толщей служат тарусско-стешевские ангидриты.
С надангидритовой частью связаны массивно-сводовые залежи на всех структурах Колвинского мегавала. В самой северной наиболее погруженной Хыльчуюской структуре открыта газоконденсатная залежь. На Южно-Хыльчуюской площади - дебиты легкой нефти из залежи ассельско-сакмарского резервуара достигают 500 м /сут. Экраном для залежей подкомплекса служат глинисто-карбонатные отложения кунгурского возраста.
Залежи массивного типа в биогермных ассельско-сакмарских известняках выявлены на Варандейском месторождении Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Тип коллектора - поровый и каверново-поровый. Высокоемкие коллекторы, связанные с органогенно-детритовыми известняками артинского возраста, выявлены на Седьягинском месторождениях. Здесь залежи пластового и массивного типа. Покрышкой для нижнепермских залежей служат преимущественно глинистые отложения кунгурского яруса.
Нефти этого комплекса по физико-химическим параметрам легкие (0,830 г/см3), малосернистые (0,2 %), малосмолистые (2,0-3,7 %) с большим количеством легких фракций (20,0-30,0 %). Качественная характеристика их весьма разнообразна: встречены нефти алканового, алкано-цикланового и цикланового классов (Гудкова, 1990; Кирюхина, Ступакова, 2001).
Легкие нефти, преимущественно алканового состава, сосредоточены в месторождениях севера Печоро-Колвинского авлакогена в зоне газоконденсатонакопления (Ванейвисское, Василковское месторождения Шапкино-Юрьяхинского вала; Хыльчуюское, Ю. Хыльчуюское, Ярейюское -Колвинского мегавала).
Состав и свойства нефтей этих зон нефтегазонакопления значительно различаются. На западе независимо от того, являются ли они оторочками газовых или газоконденсатных залежей или составляют чисто нефтяную фазу, они практически одинаковы по составу и свойствам, и по физико-химическим параметрам относятся к легким и средним, малосернистым и малопарафинистым разностям, сильно катагенетически преобразованным. В восточной части бассейна нефти по составу тяжелые, высоковязкие, сильносернистые, малопарафинистые, в основном цикланового состава, образованные на начальных этапах главной зоны нефтеобразования (Анищенко, Малышев, ,1997) и, возможно, незначительно затронутые процессами гипергенеза (Кирюхина, Ступакова, 2001).
Верхнепермско-триасовый Верхнепермско-триасовый терригенный НГК распространен повсеместно на рассматриваемой территории. Мощность комплекса в пределах суши изменяется от 600-1500 м, глубина залегания 200-1600 м. На экваториальном продолжении бассейна мощность и глубина залегания комплекса увеличиваются.
В экваториальной части бассейна с верхнепермскими песчаниками связана залежь нефти на Северо-Гуляевском месторождении. В нижнетриасовых отложениях открыты залежи газоконденсата на Песчаноозерском и Таркском месторождениях.
Региональный резервуар верхнепермско-триасового НГК объединяет алеврито-песчаные породы верхней перми и песчано-алевритистые отложения триаса. Формирование триасовых песчаных тел-коллекторов связано с эрозионно-аккумулятивной деятельностью палеопотоков, в связи с чем, для комплекса характерно образование ловушек структурно-литологического и литолого-стратиграфического типа. На севере Тимано-Печорского НГБ выделена широкая полоса развития нижне-средне- и верхнетриасовых коллекторов с пористостью до 25 % и проницаемостью местами до 3000 мД.
Наиболее перспективными для поиска залежей углеводородов являются резервуары, сформированные в условиях дельтовой равнины. Клиноформные тела прослеживаются на севере Печорской синеклизы, погружающиеся в сторону Южно-Баренцевской впадины. Многочисленные песчаные пласты плохо выдержаны по простиранию и образуют линзы в толще глинистых пород. Латеральная миграция затруднялась ограниченностью распространения резервуаров по простиранию. Региональная покрышка отсутствует. Роль зональных флюидоупоров выполняют внутриформационные пласты и пачки аргиллитов и глин («Геология природных...», 1994).
Верхнепермская часть комплекса нефтеносна на севере Варандей-Адзъвинской структурной зоны и в центральной части Колвинского мегавала. Пласты высокопористых песчаников достигают толщины 40 м. Далее на юг ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов. На Хьшьчуюской площади открыта залежь нефти в отложениях кунгурского возраста. Верхнепермские терригенные резервуары содержат залежи углеводородов на Южно-Хыльчуюской и Ярейюской.
Ловушки в комплексе литологические, литолого-стратиграфические, структурно-литологические. Нефтеносность установлена на Лабоганском и других месторождениях вала Сорокина.
Залежи нефти и газа в триасовых отложениях широко развиты как в пределах Варандей-Адзъвинской структурной зоны, так и в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (рис. 3.18). Нефтяные залежи в нижне- и среднетриасовых отложениях распространены цепочкой по валу Сорокина. Залежи пластово-сводовые, находятся на глубинах порядка 1000 м. Нефти тяжелые с удельным весом 0,980-0,955 г/см3 (Кирюхина, 2001).
В пределах Колвинского вала к нижнетриасовым отложениям приурочена газоконденсатно-нефтяная залежь Хыльчуюсского и Ярейюского месторождений. Западнее, на Шапкино-Юрьяхинском валу в нижне-среднетриасовых отложениях на глубинах 1200-1500 м открыты газовые и газоконденсатные залежи на Коровинском, Кумжинском, Василковском и др. месторождениях.
Триасовые отложения содержат в основном газовые, газоконденсатные или газоконденсатно-нефтяные залежи. В Печорском море газоконденсатно-нефтяные месторождения Песчаноозерское и Таркское обнаружены на о. Колгуев. На востоке Печорскбго моря распространены преимущественно нефтяные залежи. В распределении залежей жидких и газообразных углеводородов в триасовых отложениях выделяются две зоны накопления УВ: газо- и нефтегазоконденсатная на западе и преимущественно нефтяная на востоке.
Нефти в данном комплексе установлены только на вале Сорокина. Залежи этого комплекса располагаются на небольших глубинах (до 1200 м) в зоне гипергенеза, что отражается на составе нефтей. В основном, это тяжелые и очень тяжелые (0,994 г/см3 - Варандейское), высоковязкие нефти с большим содержанием смолисто-асфальтеновых компонентов (до 27,9 % -Варандейское) и серы (до 2,91 % - Наульское).
Реконструкция палеотермического режима бассейна
Содержание органического вещества, позволяющее относить породу к категории нефтегазоматеринской, по оценкам разных исследователей, колеблется от 0,1 % до 2,0 % и более на породу. Эмпирические материалы и проведенные расчеты позволяют утверждать, что в главной зоне нефтеобразования, нижний предел концентрации органического вещества в нефтегазоматеринских породах варьирует в зависимости от его типа и литологии пород. Например, в глинистых известняках с сапропелевым органическим веществом I или II типов он соответствует 0,25 %, тогда как в глинах и песчано-глинистых породах - 0,5-0,6 % в зависимости от соотношения сапропелевых и гумусовых компонентов (Корчагина, Фадеева, 1991).
В пределах северной части ТПНГБ на основании результатов исследований, выполненных в лаборатории геохимии органического вещества Геологического факультета МГУ, по количественной оценке содержания в породах органического углерода (Сорг) нефтегазоматеринские породы выделены преимущественно в палеозойской части разреза бассейна (рис. 4.2 -4.4). Однако, в северных экваториальных районах к потенциальным нефтегазоматеринским также были отнесены триасовые отложения (рис. 4.5). Кроме этого отмечается увеличение концентраций Сорг в юрских и меловых отложениях.
В ордовикско-нижнедевонском НГК как нефтегазоматеринские породы выделяются карбонатные отложения раннесилурийского (венлокского) возраста: известняки с прослоями доломитов и глин. Содержание органического вещества (Сорг) варьирует от 0,5% до 2,0% (север Хорейверской впадины; рис. 4.2). Тип органического вещества данных отложений в пределах Хорейверской впадины, определенный по результатам элементного анализа с использованием диаграммы Ван Кревелена, I (рис. 4.6).
К НГМП относятся также тонкослоистые глинистые известняки позднесилурийского {лудловского) возраста (содержание Сорг варьирует от 0,5% (площадь Инзырейская, Колвинский мегавал) до 1% (площадь Медловейяхская, Хорейверская впадина)) и также толщи карбонатно 114
Распределение современного содержания Сорг в разрезе отложений северной части Хорейверской впадины (построено Ситар К.А по результатам определения содержания Сорг в породе на экспресс-анализаторе АН-7529, полученным сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых (1970-2006 гг.) для образцов со следующих площадей: западная часть - Вангурейская, Намюрхитская; центральная часть Мядловейяхская, Ю.Садаягинская; восточная часть - им.Требса, им.Титова,
Распределение современного содержания Сорг в разрезе Печоро-Колвинского авлакогена. (построено Ситар К.А по результатам определения содержания Сорг в породе на экспресс-анализаторе АН-7529, полученным сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых (1970-2006 гг.) для образцов со следующих площадей: Песчаноозерская, Коровинская,
Кумжинская, Ванейвисская, Василковская, Ю.Шапкинская, Верхнегрубсршорская - западная часть; Лаявожская, Командиршорская, Верхнелаиская - центральная часть; восточной части - Поморская (Поморский вал), Дрссвянская, Хыльчуюская и Ярейюская (Ярейюекий вал), им.Россихина, Инзырейская, Ю.Инзыренская и С.Харьягинская (Харьягинский вал)).
Распределение современного содержания Сорг в разрезе Хорейверской впадины. (построено Ситар К.А по результатам определения содержания Сорг в породе на экспресс-анализаторе АН-7529, полученным сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых (1970-2006 гг.) для образцов со следующих площадей: южная часть - Сандивейская, Большеземельская, Пончатинская; центральная часть - Колвинская, Ю.Хоседаюская, С.Хоседаюская, С.Ошкотынская, Ардалинская, В,Колвинская; северная часть -Вангурейская, Намюрхитская, Мядловейяхская, Ю.Садаягинекая, им.Требса, им.Титова, Тюлисейская).
Распределение современного содержания Сорг в разрезе Варандей-Адзъвинской структурной зоне. (построено Ситар К. А по результатам определения содержания Сорг в породе на экспресс-анализаторе АН-7529, полученным сотрудниками кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых (1970-2006 гг.) для образцов со следующих площадей: западная экваториальная часть Приразломиая, Варанлен-море; западная часть суши - Варандейская, Торавейская, Наульская, Лабоганская, Ссдьягинская. Хосолтинская; восточная часть - Тобойская, Мядсейская, Тамяхинская, Леккейягинская и Северо-Сарембойская, глинистых и песчано-алевролитовых отложений раннедевонского (лохковского) возраста с редким детритом рыб и остракод (содержание органического углерода варьирует от 0,6% (месторождение Инзырейское, Колвинский мегавал) до 2,2% (месторождение Тобойское, Варандей-Адзъвинская структурная зона) и 3,6%» (месторождение им.Требса, Хорейверская впадина).
Как было отмечено в гл. 2.5, в конце ранне- начале позднесилурийской эпохи произошло обмеление бассейна седиментации. В центральной части позднесилурийского бассейна накапливались тонкослоистые известковые и доломитовые отложения, в которых отмечается развитие НГМП в пределах центральной части Печоро-Колвинского авлакогена (II тип ОВ) и Хорейверской впадины (I тип ОВ) - рис. 4.6.
В пределах Печоро-Колвинского авлакогена в верхнесилурийских отложениях лудловского яруса содержится органическое вещество II типа. На территории Хорейверской впадины в лудловских отложениях содержится органическое вещество как I (сапропелевого), так и II (смешанного гумусово-сапропелевого) типа. На территории Варандей-Адзъвинской структурной зоны органическое вещество лохковских отложений относится к I и II типу (рис. 4.7).
В целом, нефтегазоматеринские толщи комплекса установлены в Печоро-Колвинском авлакогене и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. В Печоро-Колвинском авлакогене НГМТ отмечены и предполагаются в палеорифтовых прогибах, на месте современных мегавалов (Колвинского и Печоро-Кожвинского). Бедным Сорг (менее 0,1%) отличается Хорейверская впадина, которая в течение раннего палеозоя (О-Di) и в последующем, до начала накопления терригенных пермских и триасовых отложений, представляла собой область крупного поднятия (Большеземельский свод).
В среднедевонско-нижнефранском НГК как нефтематеринские породы выделяются глинисто-карбонатные среднедевонские отложения живетского яруса (D2gv) и нижнефранские отложения тиманско-саргаевского горизонта. Первые содержат ОВ в количестве от 0,8% (Мядсейская площадь, Варандей-Адзъвинская структурная зона) до 3,0% (месторождение им. Россихина,
