USD 74.1586

+0.73

EUR 87.2253

-0.06

BRENT 43.44

-0.42

AИ-92 43.35

+0.01

AИ-95 47.59

0

AИ-98 53.01

+0.01

ДТ 47.89

+0.02

33 мин
107
0

Тимано-печорская провинция – форпост для разведки палеозойских углеводородных систем баренцевоморского шельфа россии

В работе рассматривается возможность применения метода актуализма при поисках и разведке залежей нефти и газа в слабоизученных осадочных комплексах Арктического шельфа России на примере Тимано-Печорской провинции (ТПП) и прилегающего к ней шельфа Баренцева моря.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПП) – уникальная территория на северо-востоке Европейской России, откуда начались поиски, разведка и добыча нефти и углеводородного газа, расширяясь на восток – в Западную Сибирь, и на север – в Баренцевоморский шельф. Это родина первой российской нефти (XIII в. «Двинская летопись» о «горючем масле реки Уква» (современная река Ухта). Об ухтинской нефти была первая опубликованная информация в книге голландского учёного Николаса Витсена (1692 г., «Северная и восточная тартария»). Проведена первая добыча нефти из нефтяного ключа на реке Ухте рудоискателем Григорием Черепановым (1720-е гг.) по приказу Петра I. На реке Ухте был построен и давал продукцию первый в мире нефтеперегонный завод Фёдора Прядунова (1744 г., п. Водный на реке Ухта) (Рисунок 1). Была пробурена первая нефтяная скважина на севере России Михаилом Сидоровым (1865-68 гг., вблизи Прядуновского завода) и открыто первое нефтегазовое месторождение на реке Ухте, где выделено 4 нефтяных и два газовых пласта. В 1929 г. на реке Ухте высадилась первая геологическая экспедиция, состоящая в основном из заключённых Бутырской тюрьмы. В 1930 г. открыто и введено в разработку Чибьюское месторождение, первое нефтяное месторождение на Севере Советской России; на нём сейчас стоит город Ухта Республики Коми.


Рисунок 1. Фёдор Савельевич Прядунов, первый Российский нефтепромышленник, ученик и последователь Григория Черепанова, указавшего царю Петру I в 1720-х гг.  местоположение нефтяного ключа на реке Ухте и привёзшего в Санкт-Петербург первые образцы нефти для химического анализа, которые выполнил М.В. Ломоносов.

Почти сто лет ведутся планомерные исследования осадочного чехла и фундамента с целью поисков и разведки залежей нефти и газа в пределах ТПП, открыто и введено в разработку более 200 месторождений, более тысячи залежей в карбонатных и терригенных коллекторах по всей осадочной толще от ордовикских до триасовых образований. Чётко отработана система нефтегазоносных областей (НГО), нефтегазоносных районов (НГР) (в плане) и нефтегазоносных комплексов (НГК) (в разрезе), приуроченных к тектоническим элементам разных порядков и стратиграфическим подразделениям, соответственно [1, 2].

При поисках, разведке и дальнейшей разработке залежей нефти и газа на шельфе Баренцева моря Арктической части России следует учитывать почти вековой опыт знаний о нефтегазоносности ТПП, особенно её северных областей. В пределах шельфа, где скважинного материала чрезвычайно мало, основным источником информации о строении недр являются результаты региональных и детальных сейсмических исследований, а также результаты исследований выходов горных пород на дневную поверхность островов и архипелагов Баренцева и Карского морей [3].

Важным шагом при поисках залежей нефти и газа на шельфе является сравнительный анализ строения чехла и фундамента как на шельфе, так и прилегающей к нему суше [4]. Далее - анализ в пределах суши (в данном случае – ТПП): 1) распределения залежей нефти и газа в различных стратиграфических подразделениях осадочной толщи; 2) характеристик пластовых флюидов; 3) пластовых термобарических условий в пределах залежей на различных глубинах и др. Результаты таких аналитических работ позволяют применить метод актуализма для поисков и разведки залежей нефти и газа на шельфе в осадочных горизонтах, не освещённых бурением; более чётко локализовать ресурсные объекты, прогнозировать условия залегания в них залежей нефти и/или газа, а также, с определённой долей условности, дать характеристику ожидаемых пластовых флюидов [5]. 

В работе проанализированы месторождения нефти и газа прибрежной части ТПП (Рисунок 2), включающие залежи углеводородов (УВ) в палеозойских отложениях от силурийских до верхнепермских включительно (Рисунок 3). Акцент сделан на палеозойский, наименее изученный в акватории Баренцева моря, комплекс пород, который является основным нефтегазопроизводящим и нефтегазосодержащим природным объектом всей территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В осадочном чехле палеозойского возраста выделяется восемь нефтегазоносных комплексов (НГК): нижне-среднеордовикский терригенный, среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный, среднедевонско-франский терригенный, доманиково-турнейский карбонатный, нижне-верхневизейский терригенный, верхневизейско-нижнепермский карбонатный, нижнепермский галогенно-терригенный, нижне-верхнепермский терригенный; семь из которых промышленно-нефтегазопродуктивны [1, 2, 6]. Нижне-среднеордовикский терригенный НГК является потенциально продуктивным; пока промышленных скоплений УВ в данном комплексе на территории ТПП не обнаружено. Практически все стратиграфические подразделения палеозоя, исключая ордовик, в прибрежной части ТПП содержат нефтяные, нефтегазоконденсатные и газоконденсатные залежи. В тектоническом плане месторождения приурочены к Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоне, Хорейверской впадине и Печоро-Колвинскому авлакогену (см. рисунки 2, 3).

Рисунок 2. Месторождения нефти и газа прибрежной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

В фанерозое палеозойская эратема является уникальной в том, что осадочный разрез представляет собой чередование карбонатных и терригенных пород; мезозойский и кайнозойский разрезы слагают только терригенные образования. В палеозое есть коллекторы терригенные и карбонатные, включённые в название нефтегазоносных комплесов (НГК) [6].

В ловушках любого из рассмотренных ниже НГК, могут накапливаться углеводороды (УВ), формируя залежи, при соблюдении цепочки онтогенеза УВ [7]. В эту цепочку входят: 1) генерация – зарождение и обособление УВ в материнских породах в катагенетических зонах МК2-АК1; 2) миграция - эмиграция УВ из материнских пород и иммиграция в породы-коллекторы; 3) аккумуляция  - сбор УВ в ловушках разного генезиса, в зависимости от их формы и экранов; 4) консервация - равновесное состояние УВ в ловушке, природном резервуаре, зависящее от качества флюидоупоров (экранов), а также – от человеческого фактора, а именно - грамотного применения технологий по добыче УВ.

Нефтегазоматеринские породы могут питать несколько НГК (по вертикали) и НГР (по латерали), если литологические, стратиграфические и\или тектонические экраны не являются надёжными флюидоупорами [8]. УВ перемещаются вверх как по латерали, так и вертикально до ближайшего надёжного флюидоупора, что наблюдается на территории ТПП [1, 8, 9, 10].

Применяя метод актуализма, можно прогнозировать как положение ловушек в разрезе и плане, так и их возможное заполнение углеводородными флюидами с подобными физико-химическими характеристиками, какие есть в прибрежных месторождениях ТПП. Также доступны для прогноза ожидаемые пластовые термобарические условия, являющиеся важным фактором при проектировании бурения скважин. Особенности геохимического состава углеводородных пластовых флюидов (нефть, газ), условия их залегания в каждом промышленном НГК ТПП исследованы специалистами и представлены ниже [1, 2, 6, 7, 8].

СРЕДНЕОРДОВИКСКО-НИЖНЕДЕВОНСКИЙ КАРБОНАТНЫЙ НГК

В прибрежной части ТПП данный НГК включает залежи нефти в верхнесилурийских и нижнедевонских лохковских (пржидольских) отложениях, на восьми (из восемнадцати проанализированных) месторождениях, которые в районе исследований находятся в пределах ВАСЗ (Перевозное, Медынское, Мядсейское, Тобойское, Наульское им. Г. Чернова, Лабаганское им. В. Шмергельского) и Садаягинской ступени Хорейверской впадины (им. Р. Требса, им. А. Титова) в интервале глубин 3800-4200 м. Пластовые давления достигают 47 МПа на глубине 4111 м, где температура в пласте 830 С, соответствующая катагенетической стадии МК3 в пределах ТПП [9, 10]. Данный НГК в настоящий момент находится в главной фазе «нефтяного окна», когда рассеянное органическое вещество (РОВ) сапропелевого типа способно генерировать нефть и находится в начальной фазе генерации газов. Главная фаза «газового окна» приходится на стадию катагенеза РОВ МК4-АК1. Месторождения содержат залежи лёгкой (825-853 кг/м3), в редких случаях средней (864-883 кг/м3), нефти (ГОСТ 51858-2002). Коллекторы – известняки и доломиты. Открытая пористость коллекторов изменяется от 1,5 до 12 %, проницаемость – 0,1-0,3 мД (0,01-0,03 мкм2).

тпп.jpg

Рисунок 3. Нефтегазоносность палеозойских отложений в прибрежной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Тип коллекторов преимущественно порово-трещинный, порово-каверново-трещинный, трещинный. Трещинная составляющая всегда присутствует и как пустотное пространство (ёмкость), вмещающее пластовые флюиды, и как путь перемещения (фильтрация) последних из участков недр с высокими пластовыми давлениями в места с более низкими давлениями, то есть трещины активно участвуют в фильтрационно-емкостных процессах, происходящих в залежах углеводородов (УВ). Значительные глубины (более 3300 м), высокие пластовые температуры (более 80С) и давления (до 47 МПа), близость глубинных тектонических разломов, разделяющих крупные тектонические элементы земной коры, способствуют формированию разнонаправленных и разногенетических трещин.

В верхнесилурийских карбонатах промышленная залежь нефти находится на месторождении им. Р. Требса, на глубине 4100-4120 м, в количестве более 4 млн.т. Нефть очень лёгкая (825 кг/м3), малосернистая (0,4 %), умеренно парафинистая (8,32 %), малосмолистая (5,25 %).

В нижнедевонских карбонатах залежи нефти есть во всех восьми вышеперечисленных месторождениях, в количестве более 220 млн.т. Нефти преимущественно средние (851-864 кг/м3). Лёгкая нефть (825 кг/м3) только на месторождении им. Р. Требса, и тяжёлая (до 883 кг/м3) – на месторождении им. А. Титова. Нефти малосмолистые (3,5-11,8 %), преобладают маловязкие

 (0,77-3,5 мПа×с), парафинистые (3,18-6,45 %); на месторождениях Садаягинской ступени – умеренно парафинистые (7-18 %).

Особенностью нижнедевонских отложений является наличие терригенных пражских слоёв, перекрывающих лохковские карбонаты. В них присутствуют залежи нефти на двух анализируемых месторождениях Сарембой-Лёккейягинского вала – Медынском и Тобойском, на глубинах около 3400 м, с промышленными запасами более 5 млн.т. Нефть лёгкая (840-844,5 кг/м3), средневязкая (1,36-40,9 мПа×с), парафинистая (5,59-6,33 %), малосернистая (0,47-0,58), находится в пластах, давление в которых составляет 42,7 МПа на глубине примерно 3360 м. Открытая пористость терригенных коллекторов значительно выше, чем карбонатных, и составляет 14-16 %; проницаемость 0,1 мД (0,01 мкм2). В целом по рассматриваемому НГК запасы нефти составляют около 230 млн т, в том числе на Садаягинской ступени Хорейверской впадины – более 190 млн т.

Перспективы нефтегазоносности среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного НГК на Баренцевоморском шельфе

В Баренцевоморском шельфе потенциально перспективные участки предложены в работе специалистов ФГБУ «ВНИИОкеангеология» [4].  В дополнение к ранее представленным материалам, можно добавить, что перспективными на нефть могут быть разногенетические ловушки в верхнесилурийских и нижнедевонских карбонатных отложениях с порово-трещинными коллекторами, примыкающие к глубинным тектоническим разломам (тектонически экранированные). Следует учитывать и появившийся на северо-востоке ТПП песчаный горизонт раннедевонского возраста, в котором также можно ожидать залежи нефти в пределах Баренцевоморского шельфа, если условия залегания ловушек подобны условиям положения пражских песчаников Сарембой-Лёккейягинского вала Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (ВАСЗ).

Ловушки в Баренцевоморском шельфе в пределах среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного НГК могут находиться между отражающим горизонтом (ОГ) IV (O-S) и III1 (кровля D1) или III-IV (уровень стратиграфического перерыва между D1 и D2) (Рисунок 4). Ловушки могут быть как антиклинальные, так и неантиклинальные, литологически, стратиграфически и/или тектонически экранированные, на глубинах 3300-4200 м. В данном интервале глубин можно ожидать лёгкую нефть; глубже 4500 м – очень лёгкую нефть. Глубже 5000 м возможно наличие залежей конденсатного газа с ретроградной нефтью или без неё, что наблюдается как в автохтоне Вуктыльского месторождения, так и в Норвежском шельфе, на подобных глубинах, хотя и в разных стратиграфических подразделениях, девонских и юрских, соответственно [11, 12] .

СРЕДНЕДЕВОНСКО-ФРАНСКИЙ ТЕРРИГЕННЫЙ НГК

В прибрежной части ТПП данный НГК продуктивен только в пределах Сарембой-Лёккейягинского вала ВАСЗ, содержит залежи нефти, которые находятся в интервале глубин 2910-3220 м в среднедевонских эйфельских и верхнедевонских тиманских песчаных коллекторах (см. рисунок 3). Открытая пористость коллекторов 8-14 %, тип коллекторов – порово-трещинный (в эйфельском разрезе) и преимущественно трещинно-поровый (в тиманском интервале). Трещины так же, как и в нижележащем НГК, играют важную коллекторскую роль. Около половины запасов сконцентрировано в эйфельских кварцевых песчаниках (более 14 млн т нефти), почти столько же – в тиманских олигомиктовых (кварцполевошпатовых) песчаниках.

Нефть в эйфельских залежах средняя и тяжёлая (870-877 кг/м3) (ГОСТ 51858-2002), маловязкая (9,84 мПа×с), мало (15,51 %)- и высокосмолистая (68 %), умеренно парафинистая (7,29 %), сернистая (0,7 %). Нефть в тиманских отложениях лёгкая (844 кг/м3), маловязкая (0,57-1,54 мПа×с), малосмолистая (7 %), парафинистая (4 %), малосернистая (0,57 %). Сравнивая физико-химические характеристики нефтей, можно сделать вывод, что залежи напрямую не связаны между собой, отделены друг от друга флюидоупором среднего качества. 

тпп.jpg

Рисунок 4. Геолого-геофизический разрез по опорному профилю 2-АР. Баренцево море. (по: ГНПП «Севморгео», 2004 г., ФГБУ «ВНИИОкеангеология», 2009 г.)

Условные обозначения: 1-25 - стратиграфические подразделения, 26 – тектонические разломы, выделенные по сейсморазведке, 27 – сейсмические отражающие горизонты.  

Присутствие трещин, в том числе и во флюидоупоре, может стать причиной относительного разгазирования эйфельской залежи, в связи с чем плотность нефти здесь повышенная;  при переходе газовой составляющей в верхние, тиманские залежи, последние более лёгкие и маловязкие. Нефти верхнесилурийских, нижнедевонских, среднедевонских эйфельских и верхнедевонских тиманских залежей, судя по их характеристикам, могут происходить из единого материнского источника ордовикско-силурийского возраста с сапропелевым РОВ, находящегося в районе исследований в фазе главного «нефтяного окна» (МК2-МК3) и в завершающей фазе генерации нефти (МК4), о чём свидетельствуют термобарические данные в скважинах Тобойского и Наульского им. Г. Чернова месторождений (см. выше).

Перспективы нефтегазоносности среднедевонско-франского терригенного НГК на Баренцевоморском шельфе

Учитывая сведения по залежам УВ среднедевонско-франского терригенного НГК северо-востока ТПП в прибрежной зоне, в пределах шельфа Баренцева моря поиски ловушек с возможными скоплениями нефти следует направить в тектонические зоны, сформированные в подобных условиях, как образовался Сарембой-Лёккейягинский вал, крайняя северо-восточная оконечность ВАСЗ. Наличие разногенетических ловушек, литологически, стратиграфически и тектонически экранированных, с возможными скоплениями УВ, можно ожидать между ОГ III1 (кровля D1) или III-IV (уровень стратиграфического перерыва между D1 и D2) и III d (подошва D3dm) , на глубинах 2900-3300 м. В данном интервале глубин ловушки могут быть заполнены нефтью разной плотности от лёгкой, сконцентрированной в кровельной части НГК (тиманский горизонт), и тяжёлой, залегающей в нижних терригенных коллекторах данного НГК (эйфельский ярус). Коллекторы – песчаники кварцевые для эйфельских залежей, песчаники олигомиктовые – для тиманских. Флюидоупор между коллекторами может быть невысокого качества из-за трещиноватости пород в целом и залежи могут представлять собой единый резервуар с единым ВНК. Общим флюидоупором для рассматриваемого НГК могут быть франские (тиманско-саргаевские и доманиковые) плотные карбонатно-кремнистые и карбонатно-глинистые образования, являющиеся региональным флюидоупором для значительной части ТПП, одновременно играя роль нефтегазоматеринской толщи в определённых катагенетических условиях [1, 6, 9, 10].

ДОМАНИКОВО-ТУРНЕЙСКИЙ КАРБОНАТНЫЙ НГК

В прибрежной части ТПП доманиково-турнейский карбонатный НГК включает залежи нефти в доманиковых, верхнефранских, фаменских и турнейских отложениях, в пределах Сарембой-Лёккейягинского вала (1920-2750 м), вала Сорокина (2270-2500 м) ВАСЗ, и Садаягинской ступени (3600-3910 м) Хорейверской впадины, где данный НГК наиболее погружен; с запасами более 87 млн т нефти. Данный НГК не имеет промышленно-продуктивных интервалов в пределах Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА). Ниже представлена характеристика нефтей каждого стратиграфического подразделения внутри НГК.

Доманиковые нефти маловязкие (7,8 мПа×с), малосмолистые (12-17  %), малопарафинистые (0,13 %) и парафинистые (5,56 %), высокосернистые (1,93-2,25 %). Залежи находятся только в пределах Садаягинской ступени Хорейверской впадины, на глубинах 3700-3910 м, содержат промышленные запасы нефти более 15 млн т в карбонатных коллекторах пористостью 10 %, проницаемостью 0,022 мД. Тип коллекторов порово-трещинный и каверново-порово-трещинный.

Верхнефранские залежи нефти присутствуют в ВАСЗ, в северной части Сарембой-Лёккейягинского вала (ранее – Медынский вал), в интервале глубин 2470-2900 м с запасами нефти около 8 млн т, и на Садаягинской ступени на глубине 3600-3900 м с запасами нефти более 15 млн т Карбонатные коллекторы порово-трещинного и каверново-порово-трещинного типа, открытой пористостью 7-10 %. Нефти в ВАСЗ очень тяжёлые (922 кг/м3), средневязкие (17 мПа×с), смолистые (24,21 %), парафинистые (4-7 %), высокосернистые (2,74 %). Нефти Садаягинской ступени, расположенные в том же стратиграфическом интервале, но почти на сто метров ниже, тяжёлые и очень тяжёлые (880-920 кг/м3), средне-высоковязкие (20-146 мПа×с), малосмолистые (9-16,45 %), парафинистые и высокопарафинистые (1,4-14,2 %), сернистые (1,5-1,9 %).

Фаменские нефтяные залежи присутствуют в пределах вала Сорокина в интервале глубин 2320-2500 м, где пластовые температуры 48-52С, давления – 24-26 МПа, и в прибрежной части Сарембой-Лёккейягинского вала; с запасами около 8 млн т. Нефть находится в карбонатных коллекторах порового и порово-трещинного типа, открытой пористостью 7-14 %, проницаемостью 0,3-3 мД. Нефти в коллекторах тяжёлые и очень тяжёлые (870-992 кг/м3), преимущественно высоковязкие (до 288 мПа×с), малосмолистые (7-18 %), парафинистые (2-5 %), от мало- до высокосернистых (0,58-2,9 %). Столь высокая плотность нефти (992 кг/м3) на глубине 2500 м (Южно-Торавейское месторождение) может быть обоснована плохими свойствами экранов (флюидоупоров), формирующими ловушку, сквозь которые происходит дегазация и уход лёгких УВ из залежи. Возможно, близость тектонического разлома и связанная с ним трещиноватость пород: и коллекторов, и флюидоупоров, что мы наблюдаем по типу пористости коллекторов, способствует перемещению лёгких углеводородных компонентов из залежи нефти.  

Турнейские залежи нефти присутствуют в пределах вала Сорокина (2270-2390 м) около 17 млн т и Сарембой-Лёккейягинского вала (1920-2040 м) ВАСЗ, более 23 млн т, в температурных интевалах 47-52С, где пластовые давления составляют 23,7-24,4 МПа. Коллекторы карбонатные, порового, порово-трещинного и трещинно-порового типа открытой пористостью 11-14 %, проницаемостью 0,04-38,19 мД. В залежах вала Сорокина нефти средние (855-870 кг/м3) и очень тяжёлые (986 кг/м3). Средние нефти высоковязкие (95-115 мПа×с), малосмолистые (6,3-8,46 %), парафинистые (до 5,49 %) и высокопарафинистые (9,9 %), преимущественно малосернистые (0,4-0,6 %). В залежах Сарембой-Лёккейягинского вала нефти очень тяжёлые (906 кг/м3), средневязкие (27,14 мПа×с), смолистые (20,49 %), парафинистые (5,22 %), высокосернистые (1,84 %).

Учитывая физико-химический состав нефтей валов Сарембой-Лёккейягинского и Сорокина, можно полагать о разных очагах генерации нефтей, несмотря на то, что оба вала относятся к ВАСЗ, ограничивая её с востока и запада, соответственно. Возможно, ловушки в Сарембой-Лёккейягинской зоне заполнялись нефтью, сформированной из РОВ материнских пород рядом находящейся Коротаихинской впадины, а ловушки в пределах вала Сорокина – из материнских пород, достигших «нефтяного окна» (МК2-МК3) , Хорейверской впадины. И в те, и в другие залежи нефть также могла поступать из материнских пород Мореюской депрессии, разделяющей валы ВАСЗ. Материнскими  нефтегенерирующими толщами могут быть глинистые образования тиманско-саргаевского возраста, кремнисто-карбонатные депрессионные доманиковые отложения с захоронённым РОВ сапропелевого типа, и верхнефранские ветласянско-сирачойские глинистые породы, залегающие под евлановско-ливенскими карбонатами, также с сапропелевым и частично гумусовым РОВ [9, 10]. Гумусовая составляющая в доевлановское время может присутствовать в захоронённом ОВ, учитывая палеогеографическую обстановку в девонское время в прибрежной области ТПП [13].

Перспективы нефтегазоносности доманиково-турнейского карбонатного НГК на Баренцевоморском шельфе

Применяя метод актуализма, можно ожидать в пределах Баренцевоморского шельфа нефтепродуктивность доманиково-турнейского карбонатного комплекса ближе к Новой Земле и далее на север – в Северо-Карский бассейн (см. рисунок 4), в дополнение к предложенным ранее перспективным участкам [4]. Ловушки могут располагаться  в интервале глубин 1900-3900 м, ограниченном ОГ III d (D3dm) (подошва доманика) и  II v (C1v1-2) (кровля терригенного визе), с залежами нефти средней, тяжёлой и очень тяжёлой, с разными геохимическими характеристиками, в зависимости от очагов питания залежей первичными УВ, эмигрировавшими из материнских толщ разных стратиграфических интервалов с сапропелевым или смешанным РОВ. Залежи можно ожидать пластовые и массивно-пластовые, тектонически и литологически экранированные, антиклинальные и неантиклинальные, с учётом тектонических особенностей региона исследований. В случае, если доманиково-турнейский НГК залегает глубже 4500-5000 м, как видно на разрезе 2-Р Баренцевоморской части (см. рисунок 4), можно ожидать залежи лёгкой нефти и конденсатного газа [11, 12].

НИЖНЕ-ВЕРХНЕВИЗЕЙСКИЙ ТЕРРИГЕННЫЙ НГК

В прибрежной части ТПП данный НГК включает одну залежь нефти в пределах вала Сорокина ВАСЗ на глубинах 2300-2400 м, в количестве около 1,5 млн т. Нефть находится в песчаных коллекторах порового типа. Открытая пористость коллекторов 20 %, проницаемость – до 8,64 мД. Нефть находится в пласте под давлением 23,4 МПа, при пластовой температуре 50С; в поверхностных условиях (20С) средней плотности (858 кг/м3), средневязкая (38 мПа×с), смолистая (8,20 %), высокопарафинистая (10,50 %), малосернистая (0,59 %), согласно ГОСТ Р 51858-2002.

Перспективы нефтегазоносности нижне-верхневизейского терригенного НГК на Баренцевоморском шельфе

Перспективы нефтеносности данного нефтегазоносного комплекса на Баренцевоморском шельфе могут быть связаны с западным бортом Новой Земли и далее в направлении Северо-Карского региона, с залеганием НГК под ОГ IIv (C1v), приуроченным к границе терригенного и карбонатного визе.

На глубинах 2300-2400 м могут быть песчаные линзы и пласты, антиклинальные и неантиклинальные, с экранами разного типа: тектоническими, литологическими и стратиграфическими. Если ловушки с пластами нижне-верхневизейских песчаников будут обнаружены глубже 3000-4000 м, и экранирующие толщи будут высокого качества, не позволяющие «уходить» лёгким УВ из залежи, то данные ловушки могут быть заполнены как лёгкой нефтью, так и углеводородным газом, и растворённым в нефти, и свободным. При поисках залежей нефти в терригенных визейских отложениях в пределах Баренцевоморского шельфа следует учитывать интенсивную трещиноватость бортов архипелага Новая Земля и других архипелагов Баренцевоморского и Северо-Карского шельфа.

ВЕРХНЕВИЗЕЙСКО-НИЖНЕПЕРМСКИЙ КАРБОНАТНЫЙ НГК

Данный НГК является наиболее древним, который содержит, помимо залежей нефти, залежи конденсатного газа, как свободного, так и в газовой шапке (см. рисунок 3). Залежи УВ, представленные только нефтью, в количестве более 140 млн т, находятся в пределах вала Сорокина ВАСЗ в интервале глубин 1400-1680 м. Нефтяные залежи с газовой шапкой,  включающие запасы нефти в количестве более 240 млн т, и конденсатного газа - более 26 млрд м3 , присутствуют в пределах Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена (ПКА) на глубинах 1900-2400 м. Залежи УВ, представленные только свободным газом, в количестве более 170 млрд м3 , выявлены на месторождениях Шапкина-Юрьяхинского вала ПКА на глубинах 1750-2450 м (см. рисунок 3). На Кумжинском месторождении в данном НГК есть небольшая залежь лёгкой нефти (841 кг/м3) с непромышленными запасами. Открытая пористость карбонатных коллекторов НГК составляет 10-25 %, проницаемость – 0,03-2,5 мД. В целом рассматриваемый НГК в исследуемом районе содержит около 600 млн т н. э. Особенностью данного НГК является наличие органогенного массива ассельско-сакмарского возраста с нефтегазонасыщенными коллекторами в пределах вала Сорокина, Шапкина-Юрьяхинского вала и Колвинского мегавала (Рисунок 5). 

Рисунок 5. Нефть  в межзёрновых каналах, порах, кавернах (а, б) и трещинах (б) в органогенных карбонатах верхневизейско-нижнепермского НГК прибрежной части ТПП

Ниже кратко рассмотрены залежи УВ: свободного газа, нефтяных с газовой шапкой и чисто нефтяных, по стратиграфическим подразделениям внутри верхневизейско-нижнепермского  карбонатного НГК.

Залежи свободного газа расположены только на территории Шапкина-Юрьяхинского вала  во всех трёх исследуемых месторождениях  (Коровинском, Кумжинском и Василковском) (см. рисунки 2, 3).

В среднекаменноугольно-ассельско-сакмарских карбонатах, в том числе рифогенных, залежи находятся в интервале глубин 2030-2450 м. Газ преимущественно сухой плотностью по воздуху 619-652 кг/м3, с содержанием гелия в количестве 2 %, азота – 4,5 %, сероводорода – 0,1 %, углекислого газа – 2,75 %. Наличие попутного углекислого газа позволяет предполагать, что газоматеринским исходным веществом является не только сапропелевое, но и гумусовое РОВ, при разложении которого выделяется углекислый газ в свободном виде в достаточных количествах, что мы часто наблюдаем на газоконденсатных месторождениях с залежами свободного газа мезозойского возраста в Баренцевоморском шельфе как Российского, так и Норвежского сектора [12]. Количество запасов свободного газа в залежах среднекаменноугольно-ассельско-сакмарских карбонатов составляет более 160 млрд м3.

В артинских карбонатах на глубине 1750-1850 м выделяется залежь свободного газа только на Василковском месторождении с подобными нижележащим залежам геохимическими характеристиками; запасы составляют около 18 млрд м3.

Залежи нефти с газовой шапкой на исследуемых месторождениях присутствуют только в пределах Колвинского мегавала ПКА в интервале глубин 1920-2120 м, в ассельско-сакмарских и артинских карбонатах раннепермского возраста. Нефть преимущественно лёгкая (839-852 кг/м3). Газ газовой шапки в основном сухой в кровле залежей и жирный – в непосредственной близости от газонефтяного контакта.

В ассельско-сакмарских карбонатах нефть в залежах находится при пластовом давлении 21,6 МПа, температуре – 52С. Нефть в поверхностных условиях лёгкая, имеет плотность 844 кг/м3, маловязкая (5,4 мПа×с), малосмолистая (2,05 %), парафинистая (2,2-3,8 %), малосернистая (0,2-0,5 %). Запасы нефти составляют около 15 млн т, газа газовой шапки – более 0,4 млрд м3.

Нефть в артинских карбонатах по геохимическим характеристикам похожа на нефть нижележащих залежей, но более лёгкая (839-843 кг/м3), на Хыльчуюском  месторождении – средняя (852 кг/м3). Пластовое давление в средней части одной из залежей 20,8 МПа, температура 490 С. Запасы нефти составляют более 75 млн т, газа газовой шапки – более 25 млрд м3.

Залежи нефти в прибрежной части ТПП на исследуемых месторождениях рассматриваемого НГК присутствуют в верхнекаменноугольных отложениях на глубине более 2300 м в пределах Колвинского мегавала; нижнепермских ассельско-сакмарских рифогенных образованиях – в интервале глубин  1550-1650 м в районе вала Сорокина, и 2220-2300 м  - Колвинского мегавала; артинских карбонатах – только в пределах вала Сорокина на глубине 1400-1680 м. На Колвинском мегавале залежи нефти,  находящиеся на глубине более 2300 м, преимущественно лёгкие (847-851кг/м3). На территории вала Сорокина нефтяные залежи располагаются в интервале глубин 1400-1680 м, очень тяжёлые (901-955 кг/м3), видимо, в сравнении с нефтями Колвинского мегавала, более разгазированные, с флюидоупором недостаточно надёжного качества, не способным удерживать в пределах залежи лёгкие углеводородные компоненты.

В средне-верхнекаменноугольных карбонатах на одном из исследуемых месторождений Колвинского мегавала на глубине, превышающей 2300 м, нефть находится в коллекторах порово-трещинного типа, где открытая пористость 10-11 %. Нефть по плотности средняя (851 кг/м3), малосмолистая (4,28 %), парафинистая (5,13 %), сернистая (1,03 %).

В ассельско-сакмарских отложениях нефтяная залежь приурочена к рифогенному массиву Южно-Хыльчуюского месторождения, где пластовое давление составляет 24,2 МПа, температура – 58С.  Коллекторы трещинно-каверново-порового типа с открытой пористостью 15 %, проницаемостью 0,2-9,33 мД. Нефть лёгкая, маловязкая (5-7 мПа×с), малосмолистая (2,5-5,2 %), преимущественно парафинистая (3,1-6,3 %), сернистая (0,5-0,8 %); запасы составляют более 150 млн т.

 Одновозрастные залежи нефти на месторожениях вала Сорокина находятся гипсометрически почти на 1000 м выше, где пластовая температура не превышает 35С. Нефти очень тяжёлые (см. выше) в коллекторах порового и порово-кавернового типа открытой пористостью 8-9 %, проницаемостью 0,98-2,478 мД. Нефти высоковязкие (58-459 мПа×с), малосмолистые (9,44-13,9 %), малопарафинистые (1,35 %) и парафинистые (до 2,7 %), высокосернистые (2,1-3,22 %); запасы составляют более 2 млн т.

Артинские карбонатные коллекторы содержат залежи очень тяжёлой нефти (901-943 кг/м3) только в пределах вала Сорокина в интервале глубин 1400-1680 м, где пластовые давления встречаются от 15,2 до 17,9 МПа, температура – 31-370 С. Нефти средне (23-42 мПа×с) – и высоковязкие (54-244 мПа×с), малосмолистые (5,66-16,38 %), малопарафинистые и парафинистые (0,94-2,7 %), высокосернистые (1,8-2,64 %); запасы составляют более 140 млн т.

Перспективы нефтегазоносности верхневизейско-нижнепермского карбонатного НГК на Баренцевоморском шельфе

Перспективы нефтегазоносности верхневизейско-нижнепермского карбонатного НГК в пределах шельфа Баренцева моря рассмотрены ранее [4]. В дополнение к изложенному материалу перспективы данного НГК можно связать с его местоположением в интервалах глубин 1900-4000 м между ОГ IIv (C1v) и Ia (P1ar). Первый из ОГ приурочен к границе терригенного и карбонатного визе, а второй является региональным отражающим горизонтом «кровля карбонатов» в ТПП, приурочен к кровле данного НГК. Залежи нефти и газа можно ожидать в разнофациальных отложениях пластовые, линзовидные, массивные и сложные, в связи с наличием ассельско-сакмарского барьерного рифа и сопутствующих ему атоллов и карбонатных банок и других одиночных карбонатных органогенных построек, в подрифовой, межрифовой, надрифовой, предрифовой и зарифовой зонах. К каждой из вышеперечисленных литолого-фациальных зон приурочены только ей свойственные ловушки с экранами литологическими, стратиграфическими, тектоническими или сложными.

Залежи нефти могут быть на шельфовом продолжении валов ВАСЗ и примыкающим к ним склоновым структурам, или иных валов с аналогичным геологическим развитием в пределах Баренцевоморского и, возможно, Северо-Карского арктического шельфа. Нефти могут быть тяжёлые и очень тяжёлые, разгазированные и освобождённые от лёгких фракций – при отсутствии покрышек надёжного качества. При наличии качественных экранов нефти могут быть лёгкие и средние. На глубинах, превышающих пять километров, возможно наличие залежей свободного углеводородного газа без углекислого газа и азота, но с возможным некоторым количеством сероводорода, так как материнскими породами могут быть глинистые, карбонатно-глинистые, кремнисто-карбонатные образования с преимущественно сапропелевым РОВ, генерирующим газ на стадиях катагенеза МК4-АК1.

НИЖНЕПЕРМСКИЙ ГАЛОГЕННО-ТЕРРИГЕННЫЙ НГК

В прибрежной части ТПП в районах исследуемых месторождений нижнепермский НГК включает только терригенные кунгурские образования. Данный НГК содержит залежи нефти в ВАСЗ (вал Сорокина) на глубинах 1150-1300 м, нефти и конденсатного газа -  в пределах ПКА Колвинского мегавала и Шапкина-Юрьяхинского вала в интервале глубин 1820-2030 м. Открытая пористость коллекторов 17-31 %, проницаемость – 0,07-5,23 мД. Запасы нефти составляют более 9 млн т, свободного газа – более 4,5 млрд м3.

Нефть на месторождениях вала Сорокина находится в пластах при  температуре 25С, в песчаных коллекторах порового типа с высокими значениями открытой пористости, составляющими 25-31 %, проницаемостью 1,84-5,23 мД. Нефть в поверхностных условиях очень тяжёлая (913-965 кг/м3), высоковязкая (61-479 мПа×с), малопарафинистая (0,20 %), высокосернистая (2,58-2,99 %).

Нефть месторождений Колвинского мегавала лёгкая (835-851 кг/м3), содержит растворённый газ в объёме 91-117 м3/г.  Одновозрастные залежи находятся глубже, чем в недрах вала Сорокина более, чем на полкилометра, где пластовая температура в два раза выше и составляет 51С, при пластовом давлении 19,6 МПа. Нефть с растворённым газом находится в песчаных коллекторах порового и трещинно-порового типа, открытой пористостью 17-18,7 %, проницаемостью 0,07 мД. Нефти маловязкие (9 мПа×с), малосмолистые (3,9 %), парафинистые (5,1 %), сернистые (до 1,2 %).

Залежи свободного газа присутствуют в пределах ПКА: Шапкина-Юрьяхинского вала и Колвинского мегавала, в кунгурских песчаниках в интервале глубин 1760-2030 м, в коллекторах порового и трещинно-порового типа. Трещинная пористость играет значительную роль в фильтрационно-емкостных свойствах пород-коллекторов, а также влияет на качество флюидоупоров; присутствует в связи с тем, что залежи находятся в непосредственной близости от зон глубинных разломов, отделяющих ПКА от сопредельных впадин. Открытая пористость коллекторов 17 %.

Свободный газ залежей Шапкина-Юрьяхинского вала преимущественно метановый, плотностью по воздуху 619 кг/м3. Более тяжёлые УВ составляют 1,68-3,66 %. В газе присутствует достаточное количество растворённого в нём  углекислого газа (3,55 %), азота (4,78-7,48 %), которые говорят об участии не только сапропелевого, но и гумусового РОВ материнских пород, поставляющих УВ в данные залежи из нижележащих производящих толщ [9, 10].

Свободный газ залежей Колвинского мегавала  имеет похожие геохимические характеристики, с той лишь разницей, что здесь присутствует незначительное количество сероводорода, в количестве 0,1 %. Запасы УВ в нижнепермском галогенно-терригенном НГК составляют около 14 млн т н.э.

Перспективы нефтегазоносности нижнепермского галогенно-терригенного НГК на Баренцевоморском шельфе

Используя уже известную информацию о нефтегазоносности по скважинам прибрежной части ТПП, можно полагать, что перспективы нефтегазоносности аналогичных одновозрастных отложений Баренцевоморского шельфа связаны с разноформными (антиклинальными и неантиклинальными) и разногенетическими ловушками: (пластовыми, линзовидными, тектонически и/или литологически экранированными и/или  ограниченными) с песчаными коллекторами кунгурского возраста, которые можно обнаружить над региональным отражающим горизонтом «кровля карбонатов» - ОГ Ia (P1ar), на глубинах 1150-2030 м, на продолжениях валов Сорокина и Шапкина-Юрьяхинского, Колвинского мегавала или иных валов с аналогичными тектоническими особенностями развития. Тяжёлую нефть можно ожидать до глубин 1300 м; глубже – более лёгкую нефть. На глубинах 1800-2030 м и более, возможно присутствие залежей свободного газа с содержащимися в нём в растворённом состоянии углекислого газа и азота.

НИЖНЕ-ВЕРХНЕПЕРМСКИЙ ТЕРРИГЕННЫЙ НГК

Рассматриваемый НГК ранее назывался верхнепермским; переименован в данной работе в связи с тем, что уфимские терригенные отложения по современной стратификации являются нижнепермскими. Данный НГК включает уфимские, казанские и татарские отложения, которые в прибрежной части ТПП содержат залежи нефти и свободного газа. Залежи нефти находятся в пределах вала Сорокина ВАСЗ на глубинах 1120-1380 м, Колвинского мегавала ПКА - на глубинах 1640-1740 м, в количествах, много превышающих 20 млн т; газоконденсатные залежи – в недрах Колвинского мегавала и Шапкина-Юрьяхинского вала в интервале глубин 1530-1900 м, с запасами более 24 млрд м3 газа. Коллекторы – олигомиктовые песчаники и алевролиты открытой пористостью 16-27 %, проницаемостью – 0,01-9 мД. Запасы УВ данного НГК составляют более 40 млн т н.э.

Промышленные скопления нефти вала Сорокина ВАСЗ залегают более чем на полкилометра выше залежей нефти Колвинского мегавала ПКА, в связи с чем, возможно, связана и разная их плотность. Нефти вала Сорокина очень тяжёлые (899-965 кг/м3), битуминозные, сильно разгазированные, высоковязкие (61 мПа×с) и сверхвязкие (478-2163 мПа×с), малосмолистые (13,8 %), малопарафинистые (0,02-0,20 %), высокосернистые (2,58-2,99 %). Залежи нефти находятся в пластах-коллекторах порового типа, сложенных олигомиктовыми песчаниками (кварц-полевошпатовыми), открытая пористость которых составляет 23-27 %, проницаемость – 1,5-9 мД, при  пластовых давлениях 11-13 МПа, температуре – 22-270 С.

Нефти  Колвинского мегавала лёгкие (835-851 кг/м3), со значительным количеством растворённого газа (газовый фактор до 81,5 нм3/г), мало- и средневязкие (7,4-15,4 мПа×с), малосмолистые (3,14-3,84 %), малопарафинистые (0,55-0,74 %) и парафинистые (2,34-5,93 %), малосернистые (0,22-0,52 %). Коллекторы – олигомиктовые песчаники порового типа открытой пористостью 17-18 %, проницаемостью 0,01 мД. Принимая во внимание геохимические параметры нефтей вышеназванных поднятий, можно сделать вывод, что стратиграфические подразделения единого очага генерации нефтей (Хорейверская впадина) для вала Сорокина и Колвинского мегавала разные, что подтверждается в ряде научных исследований, посвящённых очагам генерации УВ в ТПП [7, 9, 10].

Свободный газ в прибрежной части ТПП присутствует в виде промышленных скоплений только в пределах поднятий, оконтуривающих Печоро-Колвинский авлакоген (ПКА) с запада (Шапкина-Юрьяхинский вал) и востока (Колвинский мегавал) в интервале глубин 1530-1900 м. Коллекторы – песчаники порового и трещинно-порового типа. Причём песчаные коллекторы Колвинского мегавала только порового типа, более пористые (18-27 %), чем газонасыщенные песчаники Шапкина-Юрьяхинского вала (16-20 %). Газ имеет  незначительное содержание «тяжёлых» УВ (0,2-3,66 %); его плотность по воздуху 630-690 кг/м3; количество стабильного конденсата достигает 37,9 г/м3, углекислого газа  0-0,5 %, азота 4,4-7,48 %; сероводород отсутствует. Учитывая преобладание «сухого» газа, также - наличие углекислого газа и азота, можно полагать, что генерирующие толщи содержат смешанное РОВ.

Перспективы нефтегазоносности нижне-верхнепермского терригенного НГК на Баренцевоморском шельфе

Перспективы нефтегазоносности нижне-верхнепермского терригенного НГК связаны с проницаемыми песчаными пластами и линзами в толще слабопроницаемых отложений уфимского, казанского и татарского ярусов, образующими ловушки пластовые, линзовидно-пластовые и линзовидные, антиклинальные и неантиклинальные, литологически и/или тектонически экранированные и литологически ограниченные со всех сторон, в интервале глубин 1120-1900 м (и более) между ОГ Ia (P1ar) («кровля карбонатов») и ОГ А (вблизи подошвы T1). Материнскими породами для залежей УВ данного НГК являются как одновозрастные глинистые отложения с захоронённым в них РОВ сапропелевого и гумусового типа, так и нижележащие визейско-артинские глинисто-карбонатные породы с содержащимся в них РОВ, как в Хорейверской впадине, основном поставщике УВ в северные районы ТПП, так и других тектонических элементов с глубоко погруженными горизонтами осадочных толщ, содержащих РОВ, находящихся в зонах генерации нефти (МК2-МК3) и газа (МК4-АК1).  В данном НГК можно ожидать нефтяные и газовые залежи. Нефти могут быть лёгкие (на глубине 1500-2000 м) и очень тяжёлые (на глубине до 1400 м, с флюидоупорами низкого качества). Газ может быть обнаружен на глубинах более 1500 м под флюидоупорами высокого качества, не позволяющими летучим углеводородным компонентам покидать уже сформированные залежи. На глубинах, превышающих 2000 м, могут быть встречены как лёгкие нефти (до 4000-5000 м), так и свободный газ (до 7000 м). Основными условиями существования залежей УВ являются высокие аккумулирующие и консервирующие свойства пород, слагающих ловушки.

Распределение залежей УВ по площади и в разрезе

Проанализировано восемнадцать месторождений суши ТПП, приуроченных к прибрежным районам Печорского моря (юго-восток Баренцева моря): 1) Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоне (ВАСЗ): северной части Сарембой-Лёккейягинского вала и вала Сорокина; 2) Садаягинской ступени Хорейверской впадины; 3) Печоро-Колвинскому авлакогену (ПКА): север Колвинского мегавала и Шапкина-Юрьяхинского вала (см. рисунок 2). Промышленно нефтегазопродуктивны семь нефтегазоносных комплексов (НГК) в палеозойской части разреза осадочного чехла, в том числе: среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный (O2-D1), среднедевонско-франский терригенный (D2-D3f1-2), доманиково-турнейский карбонатный (D3dm-C1t), нижне-верхневизейский терригенный (C1v1-2), верхневизейско-нижнепермский карбонатный (C1v2-P1), нижнепермский галогенно-терригенный (P1k), нижне-верхнепермский терригенный (P1u-P2), в интервале глубин 1120-4220 м (см. рисунок 3).

На месторождениях ВАСЗ находятся только залежи нефти во всех вышеперечисленных НГК с запасами, превышающими 290 млн т. Максимальное количество нефти сконцентрировано в верхневизейско-нижнепермском карбонатном НГК с запасами более 140 млн т. Минимальное количество нефти содержится в нижне-верхневизейском терригенном НГК, составляющее около 1,5 млн т.

На Садаягинской ступени Хорейверской впадины на исследованных месторождениях присутствует только нефть; продуктивны два карбонатных НГК: среднеордовикско-нижнедевонский и доманиково-турнейский, с общим количеством промышленных запасов более 220 млн т.

Печоро-Колвинский авлакоген включает месторождения с нефтяными и газовыми (газоконденсатными) залежами в пределах двух положительных тектонических элементов, оконтуривающих ПКА с запада (Шапкина-Юрьяхинский вал; свободный газ) и востока (Колвинский мегавал; свободный газ, нефть, газ газовой шапки). Залежи УВ сконцентрированы в верхних НГК: верхневизейско-нижнепермском карбонатном, нижнепермском галогенно-терригенном, нижне-верхнепермском терригенном (см. рисунок 3). Промышленные запасы УВ в пределах Колвинского мегавала составляют около 290 млн т н. э., Шапкина-Юрьяхинского вала – около 210 млн т н. э. То есть из трёх крупных тектонических подразделений (ВАСЗ, Хорейверская впадина, ПКА), наиболее продуктивным в прибрежной части является ПКА (Рисунок 6). 

Рисунок 6. Распределение промышленных скоплений УВ в палеозойских отложениях тектонических элементов прибрежной части Тимано-Печорской провинции

Если рассмотреть распределение промышленных запасов УВ по НГК, то наиболее продуктивными являются карбонатные НГК: верхневизейско-нижнепермский - с запасами УВ около 600 млн т н. э.; на втором месте - среднеордовикско-нижнедевонский, содержащий более 230 млн т н. э., на третьем месте – доманиково-турнейский, с запасами около 90 млн т н. э. (Рисунок 7). 

Рисунок 7. Распределение промышленных скоплений УВ в палеозойских карбонатных и терригенных НГК прибрежной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Среди НГК с терригенными коллекторами наиболее продуктивным является  нижне-верхнепермский с запасами УВ около 60 млн т н. э., на втором месте – среднедевонско-франский НГК, содержащий около 30 млн т н. э., на третьем месте – нижнепермский галогенно-терригенный (более 15 млн т н. э.). Минимальное количество промышленных скоплений в нижне-верхневизейском НГК – около 1,5 млн т н. э.

Таким образом, общее количество промышленных скоплений УВ только на месторождениях прибрежной части ТПП составляет более 1000 млн т н. э. (более одного млрд т н. э.), что является представительным показателем при прогнозировании продуктивных горизонтов на Баренцевоморском шельфе.

Вывод

В палеозойском разрезе осадочного чехла прибрежной части ТПП залежи нефти и/или газа присутствуют во всех открытых месторождениях. Коллекторы карбонатные и терригенные обладают неплохими фильтрационно-емкостными характеристиками. Учитывая факт, что развитие территории ТПП и её морского продолжения в палеозое происходило субпараллельно Уральско-Пайхойско-Новоземельской складчатой системе [14], не исключено наличие залежей УВ в палеозойских отложениях шельфа Баренцева моря (возможно, и севера Карского моря) с аналогичными геолого-геофизическими и геохимическими условиями. Там, где отсутствуют скважины (большая часть акватории Баренцева моря), представленные результаты исследований в комплексе с региональными и детальными сейсмическими данными позволят выделить локальные объекты с более точными углеводородными характеристиками прогнозируемых залежей нефти и/или газа.



Литература

  1. Кремс А.Я. и др. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа / А.Я. Кремс, Б.Я. Вассерман, Н.Д. Матвиевская. М.: Недра, 1974. 332 с.

  2. Белонин М.Д. и др. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М.Д. Белонин, О.М. Прищепа, Е.Л. Теплов и др. СПб.: Недра, 2004. 396 с.

  3. Гаврилов В.П. и др. Биостратиграфия и литофации нефтегазоносных отложений Баренцево-Карского региона / В.П. Гаврилов, Н.Б. Гибшман, С.М. Карнаухов, В.А. Холодилов, М.Л. Цемкало, Ю.В. Шамалов. М.: Недра, 2010. 255 с.

  4. Каминский В.Д. и др. Карбонаты – первоочередной объект для поисков залежей нефти и газа в палеозойских отложениях Арктического шельфа России / В.Д. Каминский, А.К. Алексеева, Т.В. Антоновская, О.Н. Зуйкова, А.А. Черных. Neftegaz.RU. № 1, 2017. С. 85-90.

  5. Теория и практика нефтегазогеологического прогноза // Сб. статей / Науч. ред. О.М. Прищепа, Ю.Н. Григоренко. СПб.: ВНИГРИ, 2008. 366 с.

  6. Теплов Е.Л. и др. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е.Л. Теплов, П.К. Костыгова, З.В. Ларионова и др. М-во природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми, ГУП РК ТПНИЦ. СПб: ООО «Реноме», 2011.286 с.

  7. Данилов В.Н. и др. Сравнительный анализ  онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов, Н.А. Малышев, В.А. Скоробогатов и др. М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. 400 с.

  8. Вассерман Б.Я. и др. Условия формирования и закономерности размещения некоторых залежей нефти и газа в Тимано-Печорской провинции и методика их поисков // Геология и нефтегазоносность Тимано-Печорской провинции и её структурных обрамлений: Сб. науч. тр. / Б.Я. Вассерман, В.И. Богацкий, Е.Б. Шафран. М., 1979. С. 70-80.

  9. Загулова О.П. и др. Процессы нефтеобразования в доманиково-артинских отложениях Тимано-Печорской НГП / О.П. Загулова, Э.В. Храмова, А.Н. Сухова, Е.А. Горюнова (ВНИГНИ). Геология нефти и газа, 1987. № 8. С. 39-42.

  10. Баженова Т.К., Шиманский В.К. Прогноз фазового состава углеводородных ресурсов Тимано-Печорского бассейна на основе геохимических моделей // Комплексное изучение и освоение запасов и ресурсов углводородного сырья северо-западного региона. СПб.: Недра, 2005. С. 77-85.

  11. Антоновская Т.В. Неантиклинальные ловушки среднедевонско-турнейских отложений юго-востока Тимано-Печорской провинции (условия формирования и нефтегазоносность). СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2013. 228 с.

  12. Facts 2012. The Norwegian Petroleum Sector / Editor Jon Ødegård Hansen, Ministry of Petroleum and Energy; Bjørn Rasen, Norwegian Petroleum Directorate. Marth, 2012. 148 p.

  13. Тимано-Печорский седиментационный бассейн: Атлас геологических карт (литолого-фациальных, структурных и палеогеологических) / Н.И. Никонов, В.И. Богацкий, А.В. Мартынов и др. Ухта: ТП НИЦ, 2000. 64 с.

  14. Тимонин Н.И. Печорская плита: История геологического развития в фанерозое. Екатеринбург: УрО РАН, 1998. 240 



Статья «Тимано-печорская провинция – форпост для разведки палеозойских углеводородных систем баренцевоморского шельфа россии» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№5, Май 2017)

Авторы:
Читайте также
Система Orphus