Пропустить команды ленты
Пропустить до основного контента

Тимано-Печорская НГП (море)

:

Вход
Заявка для регистрации на портале Сообщение для службы поддержки портала
Главная > Углеводородное сырье > Тимано-Печорская НГП (море) > oilandgas
  Территория:  Карта:    Открыть в новой вкладке (только карту) Как работать с картой Как работать с картой
 

 Нефтегазоносность

 

Суммарная мощность осадочного чехла, залегающего на фундаменте рифейской консолидации, изменяется от нескольких десятков и сотен метров на Тиммане до 8-12 км на наиболее погруженных блоках Печоро-Колвинского авлокогена и в предорогенных впадинах Урала и Пай-Хоя. Преобладание процессов устойчивого прогибания территории провинции, изредка сменявшегося кратковременными периодами подъема (инверсии), обусловило формирование сравнительно полного разреза осадочных образований от терригенных и терригенно-карбонатных ордовикских толщ до неоген-четвертичных. Это предопределило высокую перспективность провинции для поисков месторождений нефти и газа.

Большая часть запасов нефти и свободного газа на севере ТПП приурочена к отложениям верхневизейско-нижнепермского НГК. В целом, извлекаемые запасы в карбонатных коллекторах (среднеордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский, каменноугольно–нижнепермский НГК) выше, чем запасы в терригенных (среднедевонско-франский, нижне-средневизейский, нижнепермский терригенный, верхнепермский, триасовый НГК).

На большей части провинции весь разрез осадочного чехла вплоть до фундамента вскрыт глубокими скважинами. Нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне (от рифея до триаса). На основе структурно-формационного анализа (выделение структурных и формационных подразделений осадочного чехла и закономерностей их распространения), распределения резервуаров и экранирующих толщ, характера нефтегазоносности разреза в осадочном чехле Тимано-Печорской НГП выделяются следующие НГК и ПНГК.

Верхнекембрийско-нижнеордовикский терригенный перспективный НГК имеет мощности от 800 м на западе и до 2500 м на востоке региона. Коллектор представлен песчаниками и имеет пористость до 20% в Ижма-печорской впадине и не выше 12% в Хорейверской. Залежей УВ в отложениях комплекса пока не выявлено. Возможно обнаружение залежей в комплексе за счет перетока УВ из отложений оказавшихся гипсометрически ниже (нижнее- и среднедевонские породы Печоро-Колвинского авлакогена).

Среднеордовикско-нижнедевонский (О2-D1) карбонатный НГК распространён на всей территории. Наибольший стратиграфический объем (до 3,0-3,5 км) имеет в Печоро-Колвинском авлакогене и в Предуральском прогибе. Разрез представлен терригенными и карбонатными отложениями среднего и верхнего ордовика, карбонатными отложениями силура и глинисто-карбонатными образованиями нижнего девона.

Коллекторы, среди которых преобладают среднеёмкие, представлены преимущественно карбонатными породами каверново-трещинного-порового типа. Их пористость изменяется в пределах от 5 до 20 % (в среднем составляя 7-12 %), проницаемостьдостигает 500-900 мД. Терригенные коллекторы, имеющие ограниченное распространение, представлены мелко- и среднезернистыми плотными кварцевыми песчаниками, пористость которых составляет 6-9% при проницаемости 0,5-9,5 мД. Региональной покрышкой служат глинистые и карбонатно-глинистые (на северо-востоке региона) образования тиманского (кыновского) и саргаевского горизонтов. В качестве зональных покрышек рассматривается сульфатно-карбонатная толща верхнего ордовика и глинистые отложения нижнего девона.

Среднедевонско-нижне-среднефранский (D2-D3f) терригенный НГК с глубиной залегания от 100 м (Тиманская гряда) до 5 км и более в Предуральском прогибе распространён ограниченно. Комплекс характеризуется максимальной концентрацией промышленно нефтегазоносных объектов в провинции.

Комплекс представлен ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и глин, в верхней части местами с прослоям туффитов. Выделяется несколько регионально развитых продуктивных пластов с высокими коллекторскими свойствами, надежно изолированных кыновско-саргаевскими глинами, в которых открыто более 80 залежей нефти, газа и газоконденсата на Усинском, Возейском, Пашнинском, Кыртаельском, Западно-Тэбукском и др. месторождениях. В северной части территории значение комплекса падает вследствие ухудшения свойств региональной тиманско-саргаевской покрышки. Покрышкой являются тиманско-сарагаевские глинисто-карбонатные отложения.

Доманиково-турнейский (D3f-C1t) карбонатный НГК отмечается развитием разнофациальных толщ от глубоководных до биогенно-карбонатных. Глубина залегания от 1 до 5 км. Мощность достаточно выдержана и не превышает 500-600 м, лишь в погруженных частях Печоро-Колвинского авлакогена повышается до 2000 м. Основная продуктивность комплекса связывается со сложно построенными коллекторскими толщами органогенных массивов и биогермов. В органогенных образованиях коллекторами являются выщелоченные и кавернозные известняки с открытой пористостью 10-20%. В карбонатных проницаемых толщах развиты коллекторы трещинно-кавернового типа, иногда с гранулярной пористостью, составляющей 15-20%.

Нижне-средневизейский (C1) терригенный НГК, представленный переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, развит ограниченно во впадинах Предуральского прогиба, Печоро-Колвинском авлакогене и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. В качестве резервуаров рассматриваются песчаные пласты, отличающиеся высокими емкостными свойствами - их открытая пористость достигает 25 %, проницаемость изменяется в широких пределах от единиц до 216 мД.

Отличается незначительными толщинами – 50-250 м и имеет подчинённое значение. Зональной покрышкой служат алексинские глинисто-карбонатные отложения.

Средневизейско-нижнепермский (C1v-P1) карбонатный НГК имеет широкое распространение. Глубина залегания комплекса колеблется от 1,5 до 6 км, мощность 500-600 м. Для внутреннего строения комплекса характерно широкое развитие органогенных построек и биогермных массивов различной природы и морфологии.

Коллекторами служат биогенные доломитизированные известняки и вторичные доломиты. В качестве региональной покрышки выступает кунгурский экран, сложенный, толщей глин с подчиненными прослоями песчаников. Зональной покрышкой для верхневизейско-верхнекаменноугольной части НГК служат карбонатно-глинистые породы нижней перми, а для ассельско-сакмарских – карбонатно-терригенные и глинистые породы артинского яруса.

Артинско-кунгурский (Р1ar-P1k) терригенно-карбонатный НГК распространён повсеместно кроме западной части ТПП и Печоро-Кожвинского мегавала. Сложен преимущественно терригенными породами (песчаниками, алевролитами и глинами). Доля карбонатных увеличивается в западном и северо-западном направлениях. Мощность его, почти повсеместно составляющая от 200 до 400 м, в Предуральском прогибе резко увеличивается до 2000 м и более. Кровля НГК погружена на глубины около 2 км, а в Припайхойско-Приюжноновоземельском перикратоне до 3,5-4,0 км.

Песчаные пласты и пачки, рассматриваемые в качестве резервуаров, характеризуются высокими значениями открытой пористости, до 20-28 %, но низкой проницаемостью. Флюидоупором для образований НГК являются отложения верхней перми, представленные глинами с подчиненными прослоями песчаников.

В целом комплекс является региональной покрышкой для нижележащего резервуара. Однако, в южной и юго-восточной частях провинции в его разрезе присутствуют проницаемые породы.

Уфимско-верхнепермский (Р2и-Р2) терригенный НГК имеет толщины от 100-800 м в платформенной части до 2000 м и более в Предуральском прогибе. Коллекторами в рамках НГК служат полимиктовые песчаники уфимско-казанского ярусов. Залежи УВ сосредоточены в высоко- и среднеемких коллекторах дельтового и руслового генезиса. Пористость коллекторов составляет до 30 %, проницаемость до 2000 мД.

Уфимско-верхнепермский НГК не имеет своей региональной покрышки, его нефтегазоносность определяется зональными и локальными экранами. На севере провинции экранируется зональной уфимской глинистой покрышкой, на юге – локальными по всему разрезу.

Триасовый (Т) терригенный НГК сложен чередованием песчаников, алевролитов и глин. Отложения комплекса выходят на дневную поверхность в Предуральском прогибе и на восточном склоне Тиманского поднятия. В центральной части ТПП кровля НГК погружена на глубины около 1 км. Мощность комплекса не превышает 1000-1200 м, но во впадинах Предуральского краевого прогиба достигает 2,5-3,0 км.

 
 
 

 Партнеры