Верхнепечорская впадина
Cтраница 2
СЕВЕРОПРЕДУРАЛЬСКАЯ ГНО площадью 105 15 тыс. км2 охватывает Коротаихинскую, Косью-Роговскую, Болынесыньинс-кую, Верхнепечорскую впадины и разделяющее их поднятие. Наиболее крупное Вуктыльское газоконденсатное с нефтяной оторочкой месторождение открыто в Верхнепечорской впадине в каменноугольных нижнепермских известняках и доломитах. [16]
Далее к югу прогнозируется зона тяжелых нефтей ( плотность 0 870 - 0 900 г / см3, бензина 18 - 20 %, смол и асфальтенов 15 - 20 %), которая имеет довольно широкое распространение на юге Денисовской и в Большесынинской впадине. Такого же состава нефти будут встречены ( и уже имеются на юго-востоке Ижма-Печорс - кой впадины) и на северо-западе Верхнепечорской впадины, где они граничат с востока с зоной средних по плотности нефтей. Очень тяжелые нефти прогнозируются также на северо-западе Косью-Роговской впадины. Несмотря на большое разнообразие нефтей, все они относятся и будут ( на новых площадях) относиться к V генотипу. [17]
На карте показаны прогнозируемые зоны нефтенакопления, которые занимают основную часть территории и зоны распространения преимущественно газоконденсатных залежей. Зона преимущественно конденсатонакопления располагается на юго-востоке узкой полосой и прогнозируется в юго-восточной части Печоро-Кожвинского мегавала, в восточной и юго-восточной частях Верхнепечорской впадины. [18]
Водонапорной системой элизионного типа является среднедевонско-нижнефранский гидрогеологический комплекс. Отметки приведенных напоров изменяются от 63 - 70 м на Тимане до 1000 - 1200 м и больше на Печоро-Колвинском авлакогене и Верхнепечорской впадине ( рис. 29), что отражает различное энергетическое состояние недр. Наличие пьезо-минимумов и пьезомаксимумов в подошвенных водах многих месторождений указывает на широкое развитие процессов вертикальной миграции флюидов: их восходящее движение, иногда с разгрузкой на поверхности, установлено в Большеземельской тундре [37] и в ряде других районов. [19]
Значение комплекса в северных районах провинции, где пермские и мезозойские отложения имеют наибольшие мощности и погружаются на глубины 1000 - 2500 м, резко возрастает. Продуктивность сероцветных пермских песчаников установлена в Верхнепечорской впадине ( Курьинское месторождение), в южной части Ижма-Печорской впадины ( Вельюское, Лемьюское, Исаковское месторождения), на Печоро-Кожвинском ( Печорого-родское, Печоро-Кожвинское месторождения), Крлвинском ( Во-зейское, Харьягинское, Хыльчуюское месторождения) мегавалах, на Шапкина-Юрьяхинском ( Южно-Шапкинское, Василковское, Кумжинское, Коровинское месторождения) и Сорокинском ( На-ульское, Южно-Торавейское, Седьягинское месторождения) валах. При этом в Верхнепечорской впадине и на Шапкина-Юрьяхинском валу присутствуют газоконденсатные, на Печоро-Кожвинском мегавалу - газонефтяные залежи, в остальных районах, как правило, залежи утяжеленных нефтеи. [20]
ВУКТЫЛЬСКОЕ ГАЗОКОНДЕН-САТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - расположено на территории Коми АССР. Складка расположена в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. [21]
ВУКТЫЛЬСКОЕ ГАЗОКОНДЕН-САТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ - рас положено на территории Коми АССР. Складка расположена в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. [22]
СЕВЕРОПРЕДУРАЛЬСКАЯ ГНО площадью 105 15 тыс. км2 охватывает Коротаихинскую, Косью-Роговскую, Болынесыньинс-кую, Верхнепечорскую впадины и разделяющее их поднятие. Наиболее крупное Вуктыльское газоконденсатное с нефтяной оторочкой месторождение открыто в Верхнепечорской впадине в каменноугольных нижнепермских известняках и доломитах. В Верхнепечорской впадине открыты также месторождения Мишпарминское, Юрвож-Болыиелягское, Рассохинское, Курьинское. В Косыо-Роговской впадине открыты Интинское, Кожимское газоконденсатное и Падимейское нефтяное месторождения в верхневизейско - нижнепермских карбонатных отложениях. На Кочмесском и Падимейском месторождениях продуктивны также силурийско-ордовикские отложения. На Кочмесской площади установлено наличие мощной соленосной толщи. [23]
 |
Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной области ( по Данным УТГУ и КФ ВНИИГаз. [24] |
В основании осадочного чехла расположен ордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный комплекс, представленный породами ордовика, силура и нижнего девона. Девонские отложения в нижней части ( эйфельский, живетский, франский ярусы) образованы преимущественно терригенными породами, в верхней - известняками и доломитами. Породы турнейского яруса нижнего карбона на севере провинции составлены известняками и доломитами мощностью до 300 м, в Верхнепечорской впадине - мощной ( до 500 - 800 м) песчано-глинистой толщей, в Хорейверской впадине и в южной части Колвинского мегавала - отсутствуют. [25]
Коллекторы пермско-триасового комплекса являются, как правило, поровыми. Но, как уже отмечалось, в Предуральском прогибе резко заметно ухудшение коллекторских свойств. Здесь, кроме поровых, приобретают значение трещинные и порово-тре-щинные коллекторы. Примером является вехнеартинская залежь Курьинского газового месторождения. Месторождение расположено на юге Верхнепечорской впадины и приурочено к антиклинальной складке меридионального простирания с крутым, осложненным сбросом, западным крылом и более пологим восточным. [26]
Большинство этих складок выражено в приповерхностных слоях. Основным продуктивным резервуаром являются трещиноватые карбонатные отложения башкирского яруса, верхнего карбона-нижыей перми и песчаники визе. Глубина залегания продуктивных горизонтов изменяется от 0 5 до 5 0 км. Основной покрышкой служат глинистые сланцы артинского яруса и кунгурские эвапо-риты. На Вуктыльском месторождении, расположенном в Верхнепечорской впадине Северного Урала, мощность газоконденсат-ной залежи в верхнекаменноугольно-нижнепермских карбонатах достигает 1 5 км. [27]
Такая зональность определяется несколькими причинами. Большое значение имеют изменения нефтей в процессе миграции. Для данного нефтегазоносного комплекса характерно повышение плотности нефтей в направлении от зон генерации к зонам накопления. Одна из таких зон, располагавшаяся в южной части Печоро-Кожвинско - го мегавала, в конце палеозоя испытала значительное погружение. Для залежей Колвинского вала зона генерации УВ выделяется в Хорейверс-кой впадине, а для залежей Ухта-Ижемского вала - в Верхнепечорской впадине. Повышение плотности нефтей на западе Ижма-Печорской впадины связано не только с изменениями, вызванными миграцией, но и с воздействием гипергенных факторов - нефти в наиболее приподнятой части вала сильно дегазированы и окислены. [28]
Страницы: 1 2