Cтраница 2
В последние годы обширная нефтеносность выявляется в верх-недевонско-турнейском комплексе, что связано с развитием в провинции барьерных рифов в семилукско-бурегских, сирачойских и ухтинских отложениях. Наиболее изучен рифовый массив в отложениях ухтинской свиты франского яруса верхнего девона на За-падно - Тэбукском месторождении, расположенном в южной части Ижма-Печорской впадины. Коллекторы-ловушки представлены порово-кавернозными известняками. При вскрытии рифовых отложений, как правило, отмечаются поглощения промывочной жидкости до полной потери циркуляции. Карбонаты рифа очень сильно выщелочены и кавернозны. Де-биты нефти из этих отложений достигают сотен тонн в сутки. В отдельных случаях тип коллектора каверново-карстовый. [16]
При анализе характера изменения пластовой температуры на горизонтальных срезах зафиксирована температура от - 3 С в зоне многолетнемерзлых пород ( северная и северо-восточная части региона) до 100 - 116 С на глубинах 4 - 6 км. Геотермические поля обнаруживают резкую дифференциацию уже на срезе - 1000 м, где температура варьирует от 14 - 16 С в Варандей-Адзьвинской зоне до 36 - 39 С на юге Ижма-Печорской впадины. Геотермические аномалии на глубинах 5 - 10 км, вероятно, вызваны существованием магматических очагов расплава базальтового слоя, находящихся на глубине 24 - 42 км. [17]
В верхневизейско-нижнепермских отложениях имеются и прогнозируются нефти V генотипа. Зона легких нефтей на севере граничит с обширной зоной газоконденсатных залежей. В Ижма-Печорской впадине увеличение плотности нефтей происходит в направлении с востока - юго-востока на северо-запад. [18]
Особенности нефтеи V генотипа ( визейско-нижнепермские отложения) - очень низкие значения коэффициента Ц, повышенное содержание ароматических структур и ванадиевых порфиринов, высокое содержание сернистых соединений, которые представлены в отличие от нефтеи других генотипов бенз -, дибенз - и нафтобензтиофенами. Исходное 0В для нефтеи V генотипа, по-видимому, было не однотипно по составу. На это указывают различия нефтеи Ижма-Печорской впадины, вала Сорокина и Колвинского мегавала. В первых нефтях преобладают нафталиновые, а в остальных фенантреновые УВ. Приведенные данные свидетельствуют о том, что в пределах Тимано-Печорской НГП существовало несколько зон генерации, ОВ в которых было неоднотипным. Однако, несмотря на специфику состава ОВ в разных зонах генерации, для всех нефтеи отмечается и ряд общих свойств в структуре УВ, отмеченных выше. [19]
Пласты-коллекторы представлены в основном мелко -, средне-и реже крупнозернистыми полимиктовыми песчаниками, в различной степени глинистыми и известковистыми, как правило, серыми и зеленовато-серыми, реже бурыми. Регионально распространенной является пачка песчаников в основании казанского яруса. С ней связаны залежи нефти в Ижма-Печорской впадине и нефти и газа на Печоро-Кож - винском мегавалу. [20]
Большое значение для дальнейшего развития нефтегазодобывающей промышленности имеют районы севера европейской части СССР, включающие Коми АССР и Архангельскую область, расположенные в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. На территории провинции нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от нижнесилурийских до триасовых отложений. Нефтяные залежи выявлены в основном в южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавале, в южной части Хорей-верской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоне, газовые и газоконденсатные - в пределах Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкино-Юрьяхинского и Лайского валов, Денисовской и Верхнепечорской впадин. В этой нефтегазоносной провинции геологоразведочные работы проводят Архангельское и Ухтинское территориальные геологические управления ( ТГУ) и в небольшом объеме - объединения Коминефть и Комигазпром. [21]
Продуктивные терригенные пласты-коллекторы в Тимано-Пе - чорской провинции широко присутствуют в среднедевонско-нижне-франском, турнейско-нижне-средневизейском и пермско-триасовом нефтегазоносных комплексах. Среднедевонско-нижнефранский комплекс выделяется в составе эйфельского ( койвенский и бийский горизонты) и живетского ( афонинский и старооскольский горизонты) ярусов среднего девона и пашийского горизонта верхнего девона. Распространен он в основном на юго-восточном Ирити-манье, в Ижма-Печорской впадине и в Печоро-Колвинском авла-когене. Общая мощность комплекса составляет 0 - 600 м, достигая 900 - 2000 м в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. Данный комплекс содержит ряд продуктивных песчаных горизонтов мощностью от единиц до 100 м и более. [22]
Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе, дислокациями Печоро-Колвинского авлакоге-на на востоке, впадинами Предуральского краевого прогиба на юге. С запада и востока она ограничена системой разломов фундамента ( на западе - Ижемский сброс, на востоке - Припечор-ская зона разломов с амплитудами смещения поверхности фундамента 500 - 800 м), выраженными в отложениях платформенного чехла крутыми флексурами. Во впадине фиксируются крупные и сравнительно пологие Омра-Сойвинский, Велью-Тэбукский и другие уступы, осложненные локальными поднятиями. Граница Ижма-Печорской впадины с Печоро-Колвинским авлакогеном отчетливо фиксируется по серии кулисообразно расположенных разломов фундамента амплитудой до 2 км. Ижма-Печорская впадина протягивается на 800 км при ширине до 200 км. Мощность осадочных образований в ее пределах увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км. [23]
Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе, дислокациями Печоро-Колвинского авлакоге-на на востоке, впадинами Предуральского краевого прогиба на юге. С запада и востока она ограничена системой разломов фундамента ( на западе - Ижемский сброс, на востоке - Припечор-ская зона разломов с амплитудами смещения поверхности фундамента 500 - 800 м), выраженными в отложениях платформенного чехла крутыми флексурами. Во впадине фиксируются крупные и сравнительно пологие Омра-Сойвинский, Велью-Тэбукский и другие уступы, осложненные локальными поднятиями. Граница Ижма-Печорской впадины с Печоро-Колвинским авлакогеном отчетливо фиксируется по серии кулисообразно расположенных разломов фундамента амплитудой до 2 км. Ижма-Печорская впадина протягивается на 800 км при ширине до 200 км. Мощность осадочных образований в ее пределах увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км. [24]
В среднедевонско-нижнефранском нефтегазоносном комплексе встречены в основном нефтяные залежи, газоконденсатные и газоконден-сатнонефтяные имеют подчиненное значение. Свойства и состав нефтей существенно меняются. В изменении свойств и состава нефтей наблюдаются определенные закономерности. В пределах Колвинского вала и Печоро-Кожвинского мегавала в направлении с северо-запада на юго-восток отмечается уменьшение плотности нефтей. В пределах Ижма-Печорской впадины изменения СВОЙСТЕ и состава нефтей имеют иное направление. [25]
В верхневизейско-нижнепермских отложениях имеются и прогнозируются нефти V генотипа. Зона легких нефтей на севере граничит с обширной зоной газоконденсатных залежей. В Ижма-Печорской впадине увеличение плотности нефтей происходит в направлении с востока - юго-востока на северо-запад. Очень тяжелые нефти встречены на востоке Хорейверской впадины - на валу Сорокина. Отмеченные изменения свойств нефтей обусловлены миграцией: вблизи зон генерации расположены газоконденсатные залежи, а по мере удаления зона легких нефтей сменяется зоной средних и тяжелых. В Ижма-Печорской впадине повышение плотности нефтей обусловлено их дифференциацией при миграции. В тяжелых нефтях относительно много бензиновых фракций. Увеличение плотности нефтей в пределах Колвинского вала связано как с миграцией, так и с гиперге-незом. [26]
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. [27]
Комплекс мощностью 400 - 1000 м сложен в основном органогенными известняками. В отложениях верхнего карбона и нижней перми широко распространены рифы и био-гермные постройки, особенно в пределах Шапкино-Юрьяхинского и Колвинского мега-валов. Пермский терригенный комплекс охватывает образования верхней перми и кунгур-ского яруса нижней перми, а во впадинах Предуральского прогиба - также ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми. Породы комплекса представлены чередующимися разнозернистыми песчани-тсами и глинами мощностью 300 - 3500 м и более. Для современного структурного плана Тимано-Печорской области характерно развитие линейновытянутых крупных структурных элементов, подчиненных простиранию Тимана и Урала. Выделяются надпорядковые структуры: Тиманская антеклиза, Печорская синеклиза и Предуральский краевой прогиб. Печорская синеклиза является крупной платформенной впадиной, замыкающейся на севере. В пределах синеклизы выделяются Печорская впадина, Малоземельская моноклиналь, Печорокожвинский мегавал ( Печорская гряда), Денисовская впадина, Колвин-ский мегавал, Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская тектоническая зона. Ижма-Печорская впадина расположена в западной части провинции между Тиманом на юго-западе и Печорокожвинским мегавалом на северо-востоке. Она характеризуется ступенчатым строением фундамента и осадочного чехла и сложена в основном девонскими отложениями. В пределах впадины развиты преимущественно нефтяные месторождения. Малоземельская моноклиналь находится в крайнем северо-западном углу провинции и характеризуется резким погружением верхнепалеозойских и мезозойских отложений в северном направлении. [28]