Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс км2 (в тч акватории 123 тыс км2).
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс. км 2 (в том числе акватории 123 тыс. км 2 ).
Это крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.
Планомерные нефтегазопоисковые работы в провинции ведутся с 1929 г, но основное развитие они получили в последние 40 лет, когда открытия ряда крупных высокодебитных нефтяных (Западно-Тэбукского, Пашнинского, Усинского, Возейского, Харьягинского и др.) и газоконденсатного Вуктыльского месторождений привлекли внимание к этому региону.
Это позволило быстро увеличить объемы геолого-разведочных работ (ГРР), нарастить разведанные запасы нефти, газа и газового конденсата и организовать их добычу в промышленных объемах.
Ныне в Тимано-Печорской НГП открыто более 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд т, свободного газа (включая газовые шапки) — 643,5 млрд м 3 .
Накопленная добыча на месторождениях НГП составила 404,8 млн т нефти, 395,4 млрд м 3 свободного газа, 46,9 млн т газового конденсата.
Однако Тимано-Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородов и в 21 веке.
Территория Тимано-Печорской НГП относится к категории средней геолого-геофизической изученности.
Степень разбуренности меняется от высокой (более 100 м/км 2 в Омра-Сойвинском, Вуктыльском, Шапкина-Юрьяхинском, Мичаю-Пашнинском, Харьяга-Усинском и Сорокинском нефтегазоносных районах (НГР) до низкой (менее 10 м/км 2 ) в Тобышско-Нерицком, Коротаихинском и ряде других НГР.
Значительна дифференциация территории и прилегающего шельфа и по изученности геофизическими работами.
К началу 2000 г общий накопленный объем опорного, параметрического и поисково-разведочного бурения в НГП составил 8304 тыс м, те. средняя изученность бурением составила 25,7 м/км 2 .
На площадь 90 км 2 приходится 1 глубокая скважина, что выше среднероссийских показателей изученности бурением нефтегазоносных территорий.
Комплексная обработка большого массива данных бурения и геофизических материалов позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории провинции.
В большинстве выделенных нефтегазоносных областей (НГО) и НГР глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла вплоть до метаморфических сланцев и гранитов рифей-вендского фундамента.
Наиболее глубокие скважины, пробуренные в восточной, наиболее прогнутой (до 10 — 12 км), части НГП, вскрыли осадочный чехол на 6,5 — 7,0 км.
В результате этих работ промышленная нефтегазоносность осадочных комплексов Тимано-Печорской НГП установлена в широком стратиграфическом диапазоне — от верхнеордовикских и нижнесилурийских до триасовых включительно, а территориально — практически в пределах всех основных тектонических элементов провинции, кроме не изученных бурением Коротаихинской впадины Предпайхойско-Предновоземельского прогиба и структур западного склона Урала.
По этим данным выделены и обоснованы количественной оценкой ресурсы углеводородов 8 региональных нефтегазоносных комплексов (НГК):
— верхнеордовик-силур-нижнедевонский преимущественно карбонатный,
— нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный,
— верхнепермский и триасовый терригенные.
По 3 м слабоизученным комплексам (рифейскому, нижне-среднеордовикскому и юрско-меловому) в настоящее время дается только качественная оценка перспектив.
В акваториальной части провинции стратиграфический диапазон отдельных НГК видоизменен.
В целом Тимано-Печорская НГП характеризуется весьма сложным геологическим строением, а выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы 1 го и 2 го порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение.
В пределах каждого крупного тектонического элемента, НГО или крупного НГР приходится выявлять закономерности изменения каждого из выделяющихся в разрезе осадочных образований НГК и каждого из приуроченных к ним продуктивных горизонтов.
В провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки.
Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, структурно-стратиграфических, структурно-литологических, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.).
Сочетание различных типов коллекторов, покрышек, структурных и сложных неструктурных ловушек обусловливает огромное разнообразие типов залежей и многопластовых месторождений, уже выявленных и разведанных в провинции, причем при достигнутой к настоящему времени изученности территории отчетливо выделяются зоны и области только нефтенакопления (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, центральная часть Ижма-Печорской впадины, южная часть Колвинского мегавала), зоны смешанного нефте- и газонакопления (районы юго-восточного склона Тимана, Омра-Сойвинское поднятие на юге Ижма-Печорской впадины, структуры Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского, Лайско-Лодминского и северной части Колвинского валов и Малоземельско-Колгуевской моноклинали) и зоны преимущественного газонакопления (впадины Предуральского и Предпайхойского прогибов, Среднепечорское поднятие).
Ныне картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО и НГК Тимано-Печорской НГП неравномерная.
Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44%), Хорейверской (20%) и Ижма-Печорской (11%) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25% начальных разведанных запасов нефти.
Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60%) и Ижма-Печорской (31%) НГО.
Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33%), визей-нижнепермский (22%) и верхнеордовик-нижнедевонский (15%).
Любопытно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1%.
Разведанные запасы газа сосредоточены в 5 НГО.
Максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49%) и Северо-Предуральскую (47%).
Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92% запасов газа.
Максимальная добыча газа (92%) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.
Современные представления о величине начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач ГРР.
Если в начале 1960 х гг НСР нефти материковой части НГП оценивались в 1,6 млрд т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд т.
За 1960 е гг оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м 3 , чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений.
При последующих ГРР прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м 3 .
Ныне ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК.
Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32%), Хорейверскую (21%) и Варандей-Адзьвинскую (19%) НГО, а среди НГК — на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский.
Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий C3+Д) оценена в 2,1 млрд т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО.
Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39%, выработанность — 30%.
Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км — 63%, от 3 до 5 км — 33%, от 5 до 7 км —
Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений.
Преобладающая часть ресурсов (78,6%) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5 — 6,0%, ресурсы сернистых нефтей составляют 62%, в том числе высокосернистых — 19%.
Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см 3 составляют 22,5% ресурсов, высоковязкие нефти — 6%.
Ресурсы свободного газа оценены по Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской, Тиманской, Ижма-Печорской НГО и Малоземельско-Колгуевскому самостоятельному НГР.
На Северо-Предуральскую НГО приходится свыше 62% НСР, а среди НГК доминирует визей-нижнепермский (57%).
Прогнозные ресурсы газа составляют 1,3 трлн м 3 , из которых 48% сосредоточено во впадинах Предуральского прогиба.
По глубине залегания они распределены следующим образом: до 3 км — 45%, от 3 до 5 км — 30%. от 5 до 7 км — 25%.
Прогнозируется преобладание газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов, а также сернистых газов, доля которых может возрасти до 50 — 60%.
Ресурсы газового конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО.
В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78% НСР газового конденсата и 83% прогнозной части этих ресурсов.
В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс т/км 2 , изменяясь от 219 тыс т/км 2 в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс т/км 2 в Ижма-Печорской.
Северная часть НГП (Ненецкий АО) имеет превышение средней плотности ресурсов углеводородов почти в 2 раза над южной ( Коми) — соответственно 79,6 и 41,7 тыс т/км 2 .
Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме углеводородов в 4,9 млрд т (извлекаемые).
Средняя плотность начальных ресурсов углеводородов на континентальном шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части НГП.
Начальный потенциал ресурсов нефти и газа реализован соответственно на 39 и 43%, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы.
В старом нефтедобывающем районе провинции — Тиманской НГО — свыше 80% ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано.
Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.
Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов углеводородов по отдельным НГК (см. таблицу).
Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30 — 57%, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти.
Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти.
Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20 — 29%).
Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные.
Основной газоносный комплекс — визей-нижнепермский — разведан на 61%, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа.
Привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.
И в 21 веке Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части РФ.
Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.
Крупный и привлекательный для зарубежных инвесторов перспективный объект представляет собой шельф Тимано-Печорской НГП, где при относительно слабой изученности открыты и подготавливаются к разработке 1 е нефтяные месторождения.
Разведанность НСР нефти и газа Тимано-Печорской НГП
*Оценка прогнозных ресурсов требует уточнения.
Рис. 1. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НГП
Границы: 1 — Тимано-Печорской НГП, 2 — НГО (цифры в кружках): 1 — Тиманская, 2 — Ижма-Печорская. 3 — Печоро-Колвинская, 4 — Хорейверская, 5 — Варандей-Адзьвин-ская, 6 — Северо-Предуральская, 7 — Малоземельско-Колгуевская; 3 — районы неглубокого залегания и выхода фундамента на поверхность; месторождения: 4 — нефтяные, 5 — нефтегазовые и газонефтяные, 6 — газовые и газоконденсатные (1 — Вуктыльское, 2 — Пашнинское, 3 — Ярегское, 4 — Усинское, 5 — Возейское, 6 — Лаявожское, 7 — им. Р. Требса, 8 — Песчаноозерское, 9 — Поморское, 10 — Приразломное, 11 — Северо-Гуляевское); крупнейшие тектонические элементы обрамления: I — Тиманская гряда. II — Уральская складчатая система
Рис. 2. ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (1) И ГАЗА(2) ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП
Источник
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Площадь 350 тысяч км2.
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП) расположена в пределах республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Площадь — 350 тысяч км 2 .
Включает Ижма-Печорскую, Печоро-Колвинскую, Хорейвер-Мореюскую, Северно-Предуральскую нефтегазоносные области и Ухта-Ижемский нефтегазоносный район.
Наиболее значительные месторождения: Ярегское, Верхнеомринское, Пашнинское, Лаявожское, Усинское, Вуктыльское, Интинское, Южно-Шапкинское, Харьягинское, Варандейское, Сарембойское.
Кустарная добыча и переработка ухтинской нефти началась с 1745 г.
Разведочное бурение ведется с 1890 г.
1 е месторождение легкой нефти (Чибъюское) открыто в 1930 г., тяжелой (Ярегское) — в 1932 г.
К 1987 г. в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей).
В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам.
Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тимана, на востоке и северо-востоке — Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.
В платформенной части провинции выделяют: Ижма-Печорскую и Хорейверскую впадины, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзьвинскую структурную зону и восточно-Тиманский мегавал; в области передовых прогибов — Верхнепечорскую, Большесынинскую, Косью-Роговскую, Коротаихинскую впадины, передовые складки западного склона Урала. Фундамент сложен верхнепротерозойскими породами.
Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с максимальной мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км (платформенные прогибы) и до 10-12 км (Предуральский прогиб).
Выявлено 8 нефтегазоносных комплексов:
терригенный красноцветный вендско-ордовикский (мощность свыше 1 км),
карбонатный силурийско-нижнедевонский (до 2 км),
терригенный среднедевонско-нижнефранкский (свыше 2 км),
карбонатный верхнедевонский (2 км),
терригенный нижнекаменноугольный (до 0,8 км),
карбонатный верхневизейско-нижнепермский (1,2 км),
терригенно-карбонатно-галогенный нижневерхнепермский (0,1-2,5 км),
терригенный триасовый (до 1,7 км).
Наибольшее число залежей (свыше 80) обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе.
Залежи большей частью сводовые (пластовые или массивные), часто с литологическим или стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.
В южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавалу, в Хорейверской впадине и на Варандейском валу выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба — большей частью газовые и газоконденсатные.
Нефть в основном метанонафтенового состава, парафинистые (2-5%), реже высокопарафинистые (6-23,4%), очень редко малопарафинистые (2%).
Содержание S — 0,1-3%.
Высокосернистые нефти выявлены в карбонатных отложениях силура, верхнего девона, карбона — нижней перми и триаса вала Сорокина.
Плотность нефти — 807-981 кг/м 3 .
Свободные газы метановые, из неуглеводородных компонентов содержат N2 и CO2.
Некоторые попутные газы — углеводородно-азотного состава.
Конденсат плотностью 672-790 кг/м 3 содержится во многих газовых залежах в количестве 10-415 г/ м 3 .
Источник
