Öl- und Gasbecken Timan-Pechora.

Asow-Kuban-Öl- und Gasbecken einer jungen Plattform

Die terrigene Karbonatformation der Trias, die im westlichen Teil des Ost-Kuban-Unterbeckens und im größten Teil des West-Kuban-Unterbeckens entwickelt wurde, ist überwiegend durch den Sapropel-Humus-Typ von OM gekennzeichnet. Der Grad der Katagenese von OM MK1(D) und die Paläotemperatur von 50–60°C, die dem Einsetzen von HFN entspricht, werden bei einer Gesteinseintauchtiefe von mindestens 1,4–1,6 km erreicht, d. h. aus der zweiten Hälfte des frühen Jura und vor allem in Zonen mit den höchsten Setzungsraten (bis zu 60-70 m/Million Jahre): in Westsektor Die Ost-Kuban-Senke (EKD) und der südliche Teil des West-Kuban-Trogs (WKT).

Wie paläotektonische Rekonstruktionen zeigen, beträgt die Verweildauer von Trias-Gesteinen in der Hauptölgewinnungszone, d. h. im Katageneseintervall MK1-MK3 mit einer kritischen Paläotemperatur von 160-165°C beträgt sie 30-40 Millionen Jahre. In dieser Zeit wurden aus den Ölvorkommen des Ost-Kuban-Teilbeckens 60,7 Milliarden Tonnen Öl gefördert. Ähnliche Bedingungen für die Ölbildung werden im westlichen Kuban-Teilbecken erwartet, wo in einer ähnlichen Phase 32,5 Milliarden Tonnen Öl gefördert wurden.

Ausgehend von der frühen Kreidezeit auf der MK4-Ebene und bis zum modernen Stadium der katagenetischen Transformation von OM – AK1 und AK2 – entwickelten sich die genannten Öl- und Gas-Teilbecken zu gasführenden Becken, was dem akzeptierten Schema entspricht vertikale Zonierung Die Öl- und Gasbildung entspricht der Hauptphase der Gaserzeugung. Während der genannten Phasen der Umwandlung organischer Stoffe wurde Kohlenwasserstoffgas innerhalb des VKV von 73,6 Billionen durch die Quellsedimente der Trias-Formation erzeugt. m3, ZKP – 52,6 Billionen. m3. Der Abschluss der Anfangsphase der Gasbildung in den Unterbecken Ost-Kuban und West-Kuban ging mit einer aktiven Auswanderung von Sedimentgewässern einher. Während der Hauptphase der Ölförderung, am Ende des Oberjura, wurde die maximale Menge davon aus tonigen Gesteinen herausgepresst – 6100 Milliarden Tonnen im VKV und 3600 Milliarden Tonnen im ZKP. Dadurch wurden optimale Bedingungen für den Eintritt von Kohlenwasserstoffen in das Lagergestein der Formation geschaffen.

Im Nord-Kuban-Teilbecken (Abb. 50) kam es mit dem Humustyp von OM im Gestein praktisch zu keiner Ölbildung. Thermobare Bedingungen von HFN mit dem Katagenesegrad MK1 traten erst am Ende der Kreidezeit auf, als der Prozess der Auswanderung sedimentärer Porenwässer aus Tonen fast vollständig abgeschlossen war. Die anschließende Entwicklung des Teilbeckens mit einem Anstieg des Katagenesegrades bis zum modernen (AK1) erfolgte unter dem dominanten Einfluss von Gaserzeugungsprozessen, wodurch 21 Billionen. m3 Kohlenwasserstoffgas.

In Abb. In Abb. 51 zeigt eine Karte des Öl- und Gaspotenzials von Trias-Lagerstätten auf tektonodynamischer genetischer Basis, wobei: 1 – Gebiete der Öl- und Gasförderung: VKV und AV – Ostkuban-Senke (Teilbecken), einschließlich des Adygei-Felsvorsprungs, mit einer durchschnittlichen Sedimentation Rate von 35 Mio./Million. Jahre, WKP – Westkuban-Trog (Unterbecken) mit einer Sedimentationsrate von 30 m/Million. Jahre; 2 – Ausmaß der Öl- und Gasförderung und Öl- und Gasakkumulation: im Zähler – die theoretisch mögliche Menge an Öl (Milliarden Tonnen) und Gas (Billionen m3), die in Trias-Lagerstätten erzeugt wird; der Nenner ist die Menge an Öl und Gas in Öl- und Gasansammlungszonen; 3 – Zoneneinteilung der Trias-Lagerstätten nach Öl- und Gaspotenzial auf dynamotektonischer Basis: VP – vielversprechende Zone für Öl und Gas (Tschelbassko-Nekrasovskaya – hauptsächlich für Gas); MP – aussichtslose Zonen: südlich – im Bereich der Entwicklung von Rifffazies am Nordhang des Kaukasus (NSC) und dem angrenzenden Teil des West-Kuban-Trogs und nördlich von Irklievsko-Ladovskaya (IL) – im Bereich von ​​Entwicklung von Kluftporen-Reservoirs in der Mitteltrias und Karbonat-Reservoirs in der Untertrias; NU – Zone unbekannter Aussichten; BP – aussichtslose Zone; 4 – vielversprechende Zonen für Öl und Gas: a – zuverlässiger, b – weniger zuverlässig; 5 – vielversprechend für Gas: Industriegaszuflüsse (a), Ölvorkommen (b), Gasvorkommen (c); 7 – Grenzen der Verbreitung triassischer Ablagerungen innerhalb der wichtigsten geostrukturellen Zonen, festgestellt und angenommen; 8 – westliche Grenze der Zone mit möglicher lokaler Entwicklung von Trias-Riffablagerungen; 9 – geschätzte Zonen lokaler Hebungen: zuverlässiger (a), weniger zuverlässig (b); 10 – Grenzen zwischen den wichtigsten tektonischen Zonen (Störungen); 11 – Zonen der tektonischen Abschirmung, die für die Bildung von Fallen und Ablagerungen sowie für Prospektionsarbeiten am günstigsten sind; Tiefe des Vorkommens vielversprechender Horizonte, m; 12 – vorhergesagte antiklinale Zonen in der Trias; 13 – lokale Falten: a – auf der Tagesoberfläche (NWS), b – vermutlich im „geschlossenen Teil“ der Region; 14 – Isohypsum des Fundamentdaches, m; 15 -

Für die Trias-Formationen von drei Unterbecken in den vorhergesagten Zonen mit vorherrschender Öl- und Gasansammlung wurden die folgenden Größenordnungen der Kohlenwasserstoffansammlung bestimmt (Abb. 51): im Ost-Kuban-Unterbecken - 121 Millionen Tonnen Öl, 397 Milliarden m3 Gas, im Westkuban - 117 Millionen Tonnen Öl, Gas 379 Milliarden m3 und Nordkuban - Gas 427 Milliarden m3. Die grundlegenden methodischen Prinzipien und Entwurfsparameter werden am Beispiel des Trias-Öl- und Gaskomplexes betrachtet. Die Bewertungsergebnisse für jedes Teilgebiet sind ebenfalls in der Karte dargestellt (Abb. 51).

Öl- und Gasquellensedimente des Unterjura sind, wie Berechnungen und Konstruktionen zeigen, im größten Teil des Sedimentgesteinsbeckens durch Sapropel-Humus OM gekennzeichnet, der zu Beginn des Oberjura in einer Eintauchtiefe von 1,5–1,6 km das Thermobare erreichte Bedingungen des HFN (Stadium der Katagenese MK1, Paläotemperatur 50 -55°С). Tonvorkommen des Mitteljura während der Sapropelzeit und seltener gemischter Typ OM gehört im späten Jura zur Hauptzone der Ölbildung: im Ost-Kuban-Unterbecken ab einer Tiefe von 1,5–1,8 km, im West-Kuban – 1,7–1,8 km (Paläotemperatur 55–60 °C). Sedimentabsenkungsraten bis zu 50 m/Million. Jahre bestimmen die Lage der Hauptzentren der Öl- und Gasförderung im größten Teil des Ostkuban und im südlichen Teil der Westkuban-Unterbecken.

Am Ende der Kreidezeit, zum Zeitpunkt der Vollendung der Kohlenwasserstoffphase (Gradation MK4, kritische Temperatur für die flüssige Phase der Kohlenwasserstoffe 160–165 °C), erreicht das Gebiet der Ölförderungsquelle des Unterjura den Norden des Chamlyk-Gebiets. In der Mitteljura-Formation im Ost-Kuban und offenbar auch in den West-Kuban-Unterbecken setzte sich die Ölbildung bis zum Ende des Paläozäns unter den gleichen kritischen thermobaren Bedingungen fort, wobei die Fläche des Erzeugungszentrums nach a Zone mit erhöhten Setzungsraten im Norden bis zu den Gebieten Koshekhablskaya und Abchasien. Ölakkumulationsprozesse wurden für die Sedimente des Unterjura in der frühen Kreidezeit und für den Mitteljura durch das Paläogen abgeschlossen, als die Hauptmengen des Porensedimentationswassers aus den sich verdichtenden Tongesteinen herausgepresst wurden: mehr als 4000 bzw. 2000 Milliarden Tonnen im VKV und mehr als 7000 und 3000 Milliarden Tonnen im ZKP.

Die wichtigsten berechneten Parameter zur Beurteilung des Ausmaßes der Entstehung, Akkumulation und anfänglichen potenziellen Kohlenwasserstoffressourcen in Sedimenten des Unter- und Mitteljura sind für Teilbecken auf der Karte dargestellt (Abb. 52).

Während des GFN erzeugten Ölquellensedimente des Unter- und Mitteljura 41 und 27 Milliarden Tonnen Öl im Ost-Kuban-Teilbecken und 88 und 55 Milliarden Tonnen im West-Kuban-Teilbecken Mit dem Eintritt von Sedimenten im Prozess der Lithogenese in das GZG begann die Gasstufe der Evolution in Unterbecken (vom Katagenesegrad MK4 bis MK5 - AK1), die während der Neogenzeit andauerte. Während der GFN und GFG erzeugten tonige Gesteine ​​der Unter-Mitteljura-Formation Kohlenwasserstoffgas im VKV von 37,5 Billionen. m3 im Unterjura und 17 Billionen. m3 - im Durchschnitt im ZKP - 99,5 bzw. 44,8 Billionen. m3.

Die höhere Rate der Sedimentabsenkung im südlichen Teil der Unterbecken Ost-Kuban und West-Kuban bestimmte den früheren Eintritt von Öl- und Gasausgangsgesteinen in das Gasreservoir und die aktive Erzeugung von Öl. Die Zentren der Öl- und Gasförderung sowie der Öl- und Gasakkumulation sind daher auch hier mit den Zonen der höchsten Senkungsraten und -amplituden im Unter- und Mitteljura verbunden. Maximale geostatische Druckgradienten werden entlang der West- und Südseite des VKV und entlang der Südflanke der Shapsug-Apsheron-Welle im ZKP beobachtet, die die Position der Hauptmigrationsrouten von Kohlenwasserstoffflüssigkeiten bestimmt. Das Vorhandensein dicker sandiger Lithofazien und Zonen der Bruchentwicklung in einer Reihe von Feldern und Gebieten (Yubileiny, Maikopsky, Barakaevsky, Udobnenskaya, Ost-Kuban usw.) ermöglicht vernünftige Berechnungen, die das maximale Ausmaß der Öl- und Gasansammlung angeben.

Basierend auf den oben angenommenen geologischen Analogien und unter Berücksichtigung tatsächlicher Daten zum Öl- und Gasgehalt synchroner Formationen wird dies akzeptiert folgende Werte Auswanderungskoeffizienten: Öl - von 0,001 bis 0,035 und Gas - 0,8-0,9 für VKV und dementsprechend von 0,0005 bis 0,02 und 0,8-0,95 für - ZKP. Akkumulationskoeffizienten für die gleichen Teileinzugsgebiete werden entsprechend angenommen: von 0,01 bis 0,12 und 0,006-0,008 für VKV; von 0,01 bis 0,07 und 0,006-0,008 – für ZKP.

Die Karte der potenziellen Öl- und Gasaussichten für Lagerstätten des Unterjura auf tektonodynamischer genetischer Basis (Abb. 62) stellt die Ergebnisse der Berechnung des Ausmaßes der Kohlenwasserstofferzeugung und -akkumulation dar, d. h. Daten zur Berechnung der anfänglichen potenziellen Öl- und Gasressourcen:

1. Öl- und Gasfördergebiete: VKV und AV – Ostkuban (einschließlich des Adygei-Felsvorsprungs) mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 30 m/Million. Jahre, WKP – Westkuban mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 35 m/Million. Jahre, TS – Timashevskaya-Stadium mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 20 m/Million. Jahre
2. Ausmaß der Öl- und Gasförderung und Öl- und Gasansammlung: im Zähler - die theoretisch mögliche Menge an Öl (Milliarden Tonnen) und Gas (Billionen m3), die in Lagerstätten des Unterjura erzeugt wird; im Nenner – die Menge an Öl (Millionen Tonnen) und Gas (Milliarden m3), die sich in den Öl- und Gasansammlungszonen angesammelt hat;
3. Zonierung von Unterjura-Lagerstätten nach Öl- und Gaspotenzial auf tektonodynamischer genetischer Basis: VP – vielversprechende, hauptsächlich für Gas gelegene Spokoinenskaya-Zone mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von 26 bis 75 %; P – vielversprechende Öl- und Gaszone mit tektonisch abgeschirmten, strukturellen und lithologischen Fallen mit einem Erhaltungsfaktor der Porenreservoirs von 10 bis 25 %; MP ist eine weniger vielversprechende Zone für Gas mit vermutlichen Fallen lithologisch-stratigraphischen Typs in abgetrennten Basalsandsteinen des Unterjura mit einer Erhaltungsrate der Porenreservoirs von 25 bis 50 %; MP ist eine Zone mit geringer Aussicht auf Gas mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs ≤10 %; NU – Zone unbekannter Aussichten;
4. regionale Zonen lithologischer Ausschnürung von Sandsteinen aus dem Unterjura;
5. Gaskondensatfelder und -vorkommen;
6. intensive Gasvorkommen in Bohrlöchern;
7. geplante Öl- und Gasansammlungszone mit tektonisch abgeschirmten Fallen;
8. vorhergesagte Zonen der Öl- und Gasansammlung mit erwarteten Fallen lithologischen und stratigraphischen Typs;
9. Bereiche von Öl- und Gasansammlungszonen, die für die Bildung von Lagerstätten am vielversprechendsten sind (a - in strukturellen und tektonisch abgeschirmten Fallen, b - in lithologisch-stratigraphischen Fallen) und die Organisation von Prospektions- und Explorationsarbeiten mit der Tiefe des vielversprechenden Vorkommens Horizonte, m;
10. Isohypsum des Fundamentdaches, m; 12 – vorrangige Bohrziele.

In Abb. In Abb. 53 zeigt eine Karte des Öl- und Gaspotenzials mitteljuraischer Lagerstätten auf tektonodynamischer und genetischer Basis, wobei:

1. Öl- und Gasfördergebiete: VKV und AV – Ostkuban (einschließlich des Adygei-Felsvorsprungs) mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 40 m/Million. Jahre, WKP – Westkuban mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 30 m/Million. Jahre, TS – Timashevskaya mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 20 m/Million. Jahre;
2. Ausmaß der Öl- und Gasförderung und Öl- und Gasansammlung: im Zähler - die theoretisch mögliche Menge an Öl (Milliarden Tonnen) und Gas (Billionen m3), die in Lagerstätten des mittleren Jura erzeugt wird; im Nenner – die Menge an Öl (Millionen Tonnen) und Gas (Milliarden m3) in Öl- und Gasansammlungszonen;
3. Zonierung von Lagerstätten aus dem mittleren Jura nach Öl- und Gaspotenzial auf tektonodynamischer genetischer Basis: P – Zonen, die für Öl und Gas vielversprechend sind: Spokoinenskaya (SP), Shapsugo-Apsheronskaya (SHA) und Koshekhablskaya (K) mit Fallen tektonisch abgeschirmter, struktureller und lithologische Typen sowie auf Gas – Zonen mit lithologischem Pinchout mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von 10–30 %; MP ist eine Zone mit geringer Aussicht auf Gas mit Fallen struktureller und lithologischer Art mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs ≤10 %; NU – Zone unbekannter Aussichten; BP ist eine Zone am Nordhang des Kaukasus (NSC), die für die Öl- und Gasexploration wenig vielversprechend ist;
4. Zonen der Abschnürung mitteljuraischer Sandsteine ​​mit lithologischen und tektonisch abgeschirmten Fallen;
5. regionale Zone der lithologischen Ausschnürung mitteljuraischer Sandsteine;
6. nichtindustrielle Zuflüsse von Öl (a) und Gas (b);
7. Bereiche hydrodynamischer Verbindung zwischen Sandhorizonten des Mitteljura und Basalhorizonten der Unterkreide oder eine Zone atmosphärischer Wasserinfiltration;
8. Zonen der Öl- und Gasansammlung, die für die Bildung von Lagerstätten lithologischer (a), strukturell-lithologischer (b) Typen und die Organisation von Explorationsarbeiten am vielversprechendsten sind, die Tiefe des Vorkommens vielversprechender Horizonte, m;
9. Grenzen geostruktureller Zonen; 12 – Isohypsum der Fundamentoberfläche, m; 13 – vorrangige Bohrziele.

Für die Unter- und Mitteljura-Formationen der drei Unterbecken mit den vorhergesagten Volumina und der Verteilung von Lagergesteinen in Öl- und Gasansammlungszonen beträgt das Ausmaß der Kohlenwasserstoffansammlung: im Ost-Kuban-Unterbecken - Öl 196 Millionen Tonnen, Gas 325 Milliarden m3 ; im westlichen Kuban-Teilbecken - 118 Millionen Tonnen Öl, 860 Milliarden m3 Gas, im nördlichen Kuban-Teilbecken - 214 Milliarden m3 Gas.
So erfolgte während der Jurazeit die Entwicklung des Öl- und Gasbeckens unter dem bestimmenden Einfluss der Prozesse der fortschreitenden Katagenese organischer Stoffe und der aktiven Öl- und Gasbildung.

Die Ölquellensedimente des Calloviums, die durch den Sapropel-Humus-Typ von OM gekennzeichnet sind, erreichten zu Beginn der Unterkreide (Paläotemperatur 50–60 °C, Katageneseniveau MK1) die thermobaren Parameter des HFN in Gebieten mit starker Absenkung der Teilbecken ). Bei Geschwindigkeiten über 50 m/Million. Jahre, die Eintauchtiefe von Formationsgesteinen im südlichen Sektor des VKV und ZKP in der Kreidezeit, gleich 1,8-2,0 km, liefert ein Niveau der OM-Katagenese, das dem GZN entspricht.

Als die Sedimente die Hauptölbildungszone im frühen Neogen verließen, erreichte das Gebiet der Ölerzeugung, das sich in Richtung der „Migration“ von Zonen mit maximaler Geschwindigkeit ausdehnte, im Ost-Kuban-Unterbecken das Koshekhablskaya-Gebiet im Norden und im Westen Kubans - das Areshkinskaya-Gebiet. Zur Maikop-Zeit verließen Sedimente der Callovium-Terrigenkarbonatformation und der Oxfordium-Karbonatformation das GZN (MK3) und traten in die thermobaren Bedingungen der Hauptphase der Gasbildung ein. Die katagenetische Entwicklung des Öl- und Gasbeckens vom Stadium der Katagenese MK4 setzte sich in Richtung der Gaserzeugung bis zum modernen Niveau (MK5) fort.

Während der Aufenthaltsdauer des Callovium- und Oxfordium-Tongesteins im GZN wurden im Ost-Kuban-Unterbecken 28 Milliarden Tonnen Öl erzeugt, im West-Kuban-Unterbecken 22 Milliarden Tonnen, das Ausmaß der Gasbildung während des GFN und GZN belief sich auf 21 Billionen. m3 im VKV und 15 Billionen. m3 – in ZKP. Im nördlichen Teil jedes Unterbeckens fanden sich Sedimente in allen Stadien der katagenetischen Transformation
Tauchen mit Geschwindigkeiten von nicht mehr als 20–25 m/Million. Jahre, die nicht die notwendigen Absinkungsamplituden lieferten und zu einer erheblichen Verzögerung der Gasbildung (fast bis zum Oberen Paläogen) und der aktiven Gasbildung führten. Im zentralen Teil der Teilbecken war die HFN zu diesem Zeitpunkt mit der Verdrängung der letzten Porensedimentationswassermengen beendet. Die nördlichen Zonen der Teileinzugsgebiete stellten daher im betrachteten Zeitraum der Erdgeschichte Zonen überwiegender Gasbildung und Gasansammlung dar.

Die Hauptzentren der Öl- und Gasförderung in den Formationen des Oberjura, die genetisch mit den Gebieten mit den höchsten Setzungsraten und -amplituden verbunden sind, sind die Setzovale im südlichen Teil des VKV und ZKP. Die weit verbreitete Entwicklung sandiger Lithofazien und Brüche trugen hier zur Bildung von Öl- und Gasansammlungszonen und der maximalen Konzentration sowohl der Öl- als auch der Gasressourcen in diesen bei.

Unter Verwendung der angegebenen Beziehungen werden die folgenden Werte der Auswanderungs- und Akkumulationskoeffizienten akzeptiert, um das Ausmaß der Öl- und Gasansammlung in den Formationen des Oberjura zu berechnen. Auswanderungskoeffizienten für das Ost-Kuban-Teilbecken: Öl – 0,03 (im Stadium der Gasgewinnung), Gas – 0,8–0,9; für West-Kuban: Öl – 0,02, Gas – 0,85-0,95; Akkumulationskoeffizienten: Öl – 0,12 für beide Teilbecken (in der Phase der Gasförderung) und Gas – von 0,006 bis 0,01.

Das Ausmaß der Ölansammlung im VKV wird mit 102 Millionen Tonnen, im ZKP mit 52 Millionen Tonnen ermittelt; das Ausmaß der Gasansammlung während der Gasphase und Gasphase beträgt 150 Milliarden m3 im VKV und 141 Milliarden m3 im ZKP. In lokalen Gebieten im nördlichen Teil des Beckens wurden 4,5 Milliarden m3 Gas erzeugt. Folglich, wie im Mitteljura, das wichtigste Merkmal Die Entwicklung von Öl- und Gasbecken erfolgte durch eine intensive Katagenumwandlung des sapropelischen OM von Callovium-Oxford-Gesteinen und eine aktive Ölerzeugung, wie aus der Karte des Öl- und Gaspotenzials der Oberjura-Lagerstätten hervorgeht.

In Abb. In Abb. 54 zeigt eine Karte des Öl- und Gaspotenzials von Oberjura-Lagerstätten (auf tektonodynamischer und genetischer Basis), wo

1. Öl- und Gasfördergebiete: VKV und AV – Ostkuban (einschließlich des Adyghe-Felsvorsprungs) mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 35–40 m/Million. Jahre, WKP – Westkuban mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 30 m/Million. Jahre, TS – Timashevskaya
   mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 25 m/Million. Jahre;
2. Ausmaß der Öl- und Gasförderung und Öl- und Gasansammlung (in Öl- und Gasansammlungszonen): im Zähler - die theoretisch mögliche Menge an Öl (Milliarden Tonnen) und Gas (Billionen m3), die in Lagerstätten des Oberjura erzeugt wird; im Nenner – die Menge an Öl (Millionen Tonnen) und Gas (Milliarden m3) in Öl- und Gasansammlungszonen;
3. Zonierung der Oberjura-Lagerstätten nach Öl- und Gaspotenzial auf tektonodynamischer und genetischer Basis: VP – Koshekhablsko-Yubileinaya-Zone, vielversprechend für Öl und Gas, mit einem Lagerstättenerhaltungsfaktor von 15 bis 40 %; P – vielversprechend für Öl – Barakaevskaya (BR), für Öl und Gas – Spokoinenskaya-Voznesenskaya (NE), Shapsugo-Apsheronskaya (SHA) Öl- und Gasansammlungszonen und Gas – Südsowjetisch-Sokolovskaya-Zone mit einem Reservoirerhaltungsfaktor von 5 bis 15 %; mP – die westliche Kuban-Zone, die für Gas weniger vielversprechend ist, mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von 5 bis 15 %; MP – wenig aussichtsreiche Zonen für Gas mit strukturellen und lithologischen Fallen mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von weniger als 5 %; NU – Zone unbekannter Aussichten; BP – aussichtslose Zone des Nordhangs des Kaukasus (NSC);
4. Zonen mit Abschnürungen von Callovian-Sandsteinen und lithologischen Fallen;
5. vermutete Öl- (a) und Gasvorkommen (b) in Callovian-Sandsteinen und Oxford-Kalksteinen;
6. nichtindustrielle Zuflüsse von Öl (a) und Gas (b);
7. Gebiete mit Öl- und Gasansammlungszonen, die für die Bildung von Lagerstätten und die Organisation von Prospektions- und Explorationsarbeiten am vielversprechendsten sind, maximale Tiefe Auftreten vielversprechender Horizonte, m;
8. Grenzen geostruktureller Zonen;
9. vorrangige Bohrziele.

Tonige Sedimente der terrigenen Formation der Unterkreide, die überwiegend durch Humus und im westlichen Kuban-Unterbecken durch humus-sapropelischen OM-Typ gekennzeichnet sind, erreichten im frühen Miozän im südlichen Bereich der aktiven Senkung im ZKP die thermobaren Bedingungen von das HFN (Paläotemperatur 50-55°C, MK1). Bei einer Tauchgeschwindigkeit von etwa 60 m/Million. Jahre, bereits am Ende der Kreidezeit, lieferte die Tiefe der Öl- und Gasquellenschichten von 1,3–1,5 km den Katagenesegrad MK1, der dem GZN entspricht. Im östlichen Kuban-Unterbecken mit humushaltigem, seltener gemischtem, faziesgenetischem OM-Typ und einer Absinkgeschwindigkeit von bis zu 30 m/Million. Obwohl die Gasdruckbedingungen erreicht wurden, kam es jahrelang zu keiner aktiven Ölerzeugung.

Ein charakteristisches Merkmal der Entwicklung der Unterbecken Ost-Kuban und Nord-Kuban war die intensive Bildung von Hydromica während der Lithogenese und das Vorherrschen von Humus OM im Katageneseintervall PK3 - MK3 mit der Erzeugung einer erheblichen Menge Kohlenwasserstoffgas. Die Entwicklung des westlichen Kuban-Teilbeckens nach der Freisetzung von Sedimenten aus dem GZN setzte sich in Richtung der Gaserzeugung fort.

Im westlichen Kuban-Unterbecken wurden während der Zeit des Vorhandenseins von Öl- und Gasausgangsgesteinen der Unterkreideformation im GZN 31 Milliarden Tonnen Öl und Gas erzeugt (bis zum modernen Katageneseniveau - MK4-MK5). - 34 Billionen. m3. Der Zeitraum des Abschlusses der Gasfüllungsperiode im südlichen Teil des Unterbeckens im mittleren Miozän fällt mit dem Auspressen der Hauptvolumina des Porensedimentationswassers zusammen – 6700 Milliarden Tonnen die notwendigen Voraussetzungen zur aktiven Gas- und Ölanreicherung in Kreideformationen. Im östlichen Kuban-Teilbecken wurden in einem ähnlichen Katageneseregime 0,6 Milliarden Tonnen Öl und 4,2 Billionen Tonnen Öl gefördert. m3 Gas. Die Hauptquellen der Öl- und Gaserzeugung werden in Gebieten mit maximalen Geschwindigkeiten und Absenkungsamplituden vorhergesagt. Die größten Geschwindigkeits- und geostatischen Druckgradienten werden im südlichen Teil des WCP entlang der Südflanke der Shapsug-Apsheron-Welle und entlang der angrenzenden Südseite des Trogs sowie entlang der Westseite des WCP beobachtet. In diesen Gebieten werden auch die Hauptmigrationsrichtungen flüssiger und gasförmiger Kohlenwasserstoffe vermutet. Es ist durchaus sinnvoll, Ovale mit den stärksten Absenkungen als Zentren maximaler Öl- und Gasbildung zu betrachten.

Um das Ausmaß der Öl- und Gasansammlung in den Kreideformationen der Teilbecken West-Kuban, Ost-Kuban und Nord zu berechnen, werden die folgenden Werte der Auswanderungs- und Akkumulationskoeffizienten akzeptiert. Für das westliche Kuban-Teilbecken beträgt der Auswanderungskoeffizient: Öl – 0,02, Gas –
0,9–0,95; Ölansammlung – 0,07 (für Gasdruckbedingungen), Gas – 0,006–0,008. Für die Region Ost-Kuban beträgt der Ölauswanderungskoeffizient 0,0005, Gas – 0,95; Ölansammlung – 0,007, Gas – 0,1. Im nördlichen Teilbecken wurde nur Gas erzeugt; der Gasauswanderungskoeffizient betrug 0,95 und der Anreicherungskoeffizient betrug 0,08. Basierend auf den akzeptierten Auswanderungs- und Akkumulationskoeffizienten, den vorhergesagten Volumina und der Verteilung der Reservoirs der terrigenen Formation wird das Ausmaß der Kohlenwasserstoffakkumulation innerhalb des Ost-Kuban-Unterbeckens auf 0,02 Millionen Tonnen Öl und 399 Milliarden m3 Gas bestimmt; im westlichen Kuban-Teilbecken - 19 Millionen Tonnen Öl und 260 Milliarden m3 Gas. Diese Daten spiegeln sich in der Karte des Öl- und Gaspotenzials der Unterkreide-Sedimente wider (Abb. 55), wo

1. Öl- und Gasfördergebiete: VKV und AV – Ostkuban-Senke (einschließlich des Adygei-Felsvorsprungs) mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 20 m/Million. Jahre, WKP – Westkuban mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 25–30 m/Million. Jahre, TS – Timashevskaya-Stadium mit einer durchschnittlichen Sedimentationsrate von 15 m/Million. Jahre;
2. Ausmaß der Öl- und Gasförderung und Öl- und Gasansammlung: im Zähler - die theoretisch mögliche Menge an Öl (Milliarden Tonnen) und Gas (Billionen m3), die in Lagerstätten der Unterkreide erzeugt wird; im Nenner – die Menge an Öl (Millionen Tonnen) und Gas (Milliarden m3) in Öl- und Gasansammlungszonen;
3. Zonierung von Lagerstätten aus der Unterkreide nach dem Öl- und Gaspotenzial auf tektonodynamischer und genetischer Basis: VP – vielversprechend für Öl und Gas Khadyzhenskaya-Zone (KhD) mit einer Erhaltungsrate von Porenreservoirs über 50 % und der prognostizierten Nord-Taman-Zone (ST) ; P – Zonen Ladozhsko-Nekrasovskaya (LN), Zarechno-Shuntukskaya (ZSh), Achuevsko-Cheburgolskaya (AC), die für Gas mit Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von 25 bis 50 % vielversprechend sind; MP – aussichtslose Zonen der Gasansammlung unter Bedingungen struktureller und lithologischer Fallen mit einem Erhaltungskoeffizienten der Porenreservoirs von weniger als 25 %; NU – Zonen mit unbekannten Aussichten; BP – aussichtsloses Gebiet;
4. Zonen mit verengten Horizonten und dicken Sand-Schluff-Gesteinsschichten;
5. Gasöl- (a) und Gaskondensat- (b) Ablagerungen;
6. nichtindustrielle Zuflüsse von Öl (a), Gas (b);
7. intensive Ölvorkommen (a) und Gasvorkommen (b) in Bohrlöchern;
8. Abschnitte von Pinch-out-Zonen mit vermeintlichen Fallen lithologischen und strukturell-lithologischen Typs;
9. Gebiete mit Gas- und Ölansammlung und Gasansammlungszonen, die für die Bildung lithologischer (a), struktureller (b) Lagerstätten und Prospektionsbohrungen am vielversprechendsten sind; maximale Tiefe vielversprechender Horizonte, m;
10. Grenzen geostruktureller Zonen;
11. Isohypsen der Basis der Ablagerungen der Unterkreide;
12. vorrangige Bohrziele.

Der Entwicklungsprozess des öl- und gasführenden Beckens in der Unterkreide ist durch eine intensive katagenetische Umwandlung von OM und das Erreichen von Gasreservebedingungen im Bereich der stärksten Senkung im südlichen Sektor des ZKP gekennzeichnet. Die Entwicklung der Ost-Kuban- und Nord-Kuban-Unterbecken mit dem vorherrschenden Humustyp von OM in Sedimenten verlief in Richtung einer intensiven katagenen Transformation von OM von der Abstufung MK1 zur modernen (MK4-MK5), begleitet von einer aktiven Gaserzeugung. Dies wurde durch Hydromica-Prozesse in Tonen erleichtert.

So werden in der Entwicklung des Asow-Kuban-Sedimentgesteinsbeckens mit seiner Umwandlung in ein Öl- und Gasbecken klar drei Stadien unterschieden. Erste Stufe relativ schwache katagenetische Veränderungen in Gesteinen und OM (bis zur MK1-Abstufung), entsprechend der ersten Phase der Gasbildung und intensiven Austrocknung der Schichten; die zweite Stufe – intensivere Katagenese (von MK1 bis MK3) und weit verbreitete Entwicklung von Montmorillonitisierungsprozessen, aktive Ölbildung in Schichten mit sapropelischem und gemischtem OM und fast vollständige Auswanderung von Porenwasser aus Tonen. Die dritte Stufe ist die intensivste katagenetische Gesteinsveränderung (von MK4 zu MK5 und höher), die Hydromica-Bildung von Tonmineralien und der Eintritt von Öl- und Gasvorkommen in die Hauptgaserzeugungszone.

Wie eine vergleichende Bewertung der Öl- und Gaspotenzialaussichten zeigt, ist das maximale Ausmaß der Ölförderung aus mesozoischen Formationen charakteristisch für die jurassischen terrigenen Formationen der West-Kuban- und Ost-Kuban-Unterbecken. Trias- und Unterkreideformationen zeichnen sich durch entsprechend geringere Produktionskapazitäten aus, obwohl das Ausmaß der Bildung flüssiger Kohlenwasserstoffe in ihnen die ersten zehn Milliarden Tonnen übersteigt. Das größte Ausmaß der Gaserzeugung ist charakteristisch für die terrigenen Formationen des Unter-Mitteljura des ZKP, die Trias-Formationen des ZKP und VKV, des Unter-Mitteljura VKV und des Unterkreide-ZKP. In Bezug auf die Dichte der Ölproduktion nehmen die jurassischen ZKP- und VKV-Formationen sowie die Unterkreide-ZKP die dominierende Stellung ein. In der Reihenfolge der Größenordnung der spezifischen Gasreserven sind dies der Unter-Mitteljura-Komplex des ZKP und des VKV, die Trias- und Unterkreide-Komplexe des ZKP sowie die Trias des östlichen Kuban-Unterbeckens.

Timan-Pechora-Öl- und Gasbecken einer antiken Plattform

Die Berechnung der Öl- und Gasressourcen wurde am Beispiel des Teilbeckens Werchne-Pechora durchgeführt und durch Daten zum Öl- und Gasbecken Timan-Pechora ergänzt. Paläozoische Formationen des oberen Petschora-Unterbeckens sind durch die folgenden geologischen und genetischen Daten gekennzeichnet. Zu Beginn des Tournaisiums hatten terrigene Karbonatablagerungen des Ordovizium-Unterdevon-Komplexes mit überwiegend sapropelischem OM einen Katagenesegrad von OM MK1 (Verkohlungsniveau „D“) und eine Paläotemperatur von 50–60 °C, was dem entspricht Beginn des GZN bei einer Felseintauchtiefe von mindestens 1,6-1,7 km. Wie die Konstruktionen zeigen, beträgt die Verweildauer der Gesteine ​​des Ordoviziums und des Unterdevons unter GZN-Bedingungen im Katageneseintervall MK1-MK3 mit einer kritischen Temperatur von 160-165°C 40-50 Millionen Jahre. In dieser Zeit wurden in den Ölvorkommen des Unterbeckens Werchne-Petschora 131,2 Milliarden Tonnen Öl gefördert, wie aus der Karte des Öl- und Gaspotenzials hervorgeht (Abb. 56). Der ordovizisch-unterdevonische Komplex des Timan-Pechora-Öl- und Gasbeckens produzierte im gleichen Zeitraum 3442,9 Milliarden Rubel. Tonnen Öl.

In Abb. 56 ist angegeben: A – Denisovskaya-Senke mit der angrenzenden Zone des arktischen Schelfs, B – Werchne-Pechora-Senke mit dem Westural-Faltenschubgürtel, C – Mittlere Petschora-Hebung und Bolschesyninskaja-Senke, D – Nahschubzone des Kosyu -Rogovskaya-Senke, D – Khoreywerskaya-Senke, Kolvinsky-Megaswell mit der angrenzenden Zone des arktischen Schelfs, F – Izhma-Petschora-Senke, E – Petschora-Kozhvinsky-Megaswell und angrenzende Zone der Bolypesyninskaya-Senke; Hauptöl- und Gaslagergebiete (OGE); I – Timanskaya, II – Izhma-Pechorskaya, III – Petschora-Kolvinskaya, IV – Choreywerskaya, IVa – Varandey-Adzvinskaya, V – Nord-Preduralskaya; Wichtigste Öl- und Gasfelder:

1. Kurinskoe GC,
2. Rassochinskoe GC,
3. Werchne-Omrinskoje N,
4. Nizhne-Omrinskoe GN,
5. Sedielskoe GN,
6. Severo-Sedielskoe G,
7. Yaregskoye N,
8. Voyvozhskoe NG,
9. Dzherskoye N,
10. Vanyuskoye N,
11. Lemyuskoe N,
12. Michayuskoe N,
13. Pashninskoe GKN,
14. Vuktylskoe GC,
15. Yugid-Vuktylskoye G,
16. Zap.-Sopleskoe GC,
17. Jugidskoje GKN,
18. Kyrtaelskoe GKN,
19. Lärche N,
20. Norden Lärche N,
21. Aranetskoye G,
22. Pechorogorodskoe GC,
23. Umspannwerk Pechorokozhvinskoe,
24. Verkhne-Grubeshorskoe N,
25. Pashshorskoye N,
26. Komandirshorskoye N,
27. Shapkinskoe N,
28. Vaneiviskoye GN,
29. Wassilkowokoje GK,
30. Öl- und Gaskomplex Layavozhskoe,
31. Severo-Komandirshorskoe GN,
32. Verkhneamdermaelskoe GC,
33. Usinskoye N,
34. Vozeiskoye N,
35. Charjaginskoje N,
36. Yareyyu GKN,
37. Khylchuyu GKN,
38. Severo-Khosedayuskoe N,
39. Makarichinskoje N,
40. Norden Baganskoje N,
41. Zentral-Syninskoje N,
42. Khosoltinskoe N,
43. Sedyaginskoe N,
44. Naulskoje N,
45. Yu.-Toraveyskoye N,
46. Toraveiskoe N,
47. Varandeyskoye N,
48. Saremboyskoe N,
49. Khasyreyskoye N,
50. Intinskoye GC,
51. Kozhimskoe GC,
52. Padimeiskoe GN,
53. Pomorskoje GC,
54. Öl- und Gaskomplex Severo-Gulyaevskoe,
55. Prirazlomnoe N.

Im Stadium der Protokatagenese (bis zum Ende des Oberdevons) entwickelte sich das Obere Pechora-Unterbecken zu einem gasführenden Becken. Seine Entwicklung war ähnlich, aber intensiver, beginnend mit der späten Artinsky-Zeit, als auf der Ebene der Katagenese MK4 Öl- und Gasvorkommen die Hauptzone der Gasbildung erreichten. Die Gaserzeugung dauerte bis zum gegenwärtigen Stadium der katagenetischen Transformation von OM – AK1 und AK2. Während der genannten Phasen der Entwicklung des Unterbeckens erzeugten die Ölquellensedimente des Komplexes 143,1 Billionen. m3 Kohlenwasserstoffgas, im gesamten Timan-Petschora-Becken wurden im gleichen Zeitraum 1158,4 Billionen m3 Kohlenwasserstoffgas gebildet. m3 Gas.

Dementsprechend in der akzeptierten für moderne Bühne Bei einem Speichergesteinsvolumen von 7270 km3 betrug die Akkumulationsmenge: Öl - 262,4 Millionen Tonnen und Gas - 2575,8 Milliarden m3 und für die Öl- und Gaspipeline TP - 11782,8 Millionen m3.

Öl- und Gasquellsedimente des Mitteldevons, die im größten Teil des oberen Pechora-Unterbeckens durch den Humus-Sapropel-Typ von OM gekennzeichnet sind, erreichten zu Beginn der frühen Visean-Zeit (bei einer Eintauchtiefe von 1,6 bis 100 m) die thermobaren Bedingungen des GZN. 1,8 km) (Stadium der Katagenese MK1, Paläotemperatur 55-60°C). Die Verweildauer der mitteldevonischen Öl- und Gasvorkommensgesteine ​​unter den Bedingungen der Gasreserve beträgt etwa 50 Millionen Jahre. Als gasführendes Teilbecken entwickelte sich das Teilbecken im mittleren Devon-Komplex ab der späten Artinium-Zeit (vom Katagenesegrad MK4 bis MK5-AK1), die Menge der erzeugten gasförmigen Kohlenwasserstoffe betrug 24,9 Billionen. m3 (Abb. 57) und für das Becken als Ganzes unter ähnlichen Bedingungen - 216,7 Billionen. m3. Das Ausmaß der Ansammlung von NM-Öl durch die Gesteine ​​des Komplexes wird auf 38,6 Millionen Tonnen und die von Gas auf 448,2 Milliarden m3 in der Öl- und Gaspipeline auf 2537,6 Millionen Tonnen und 1594,1 Milliarden m3 geschätzt. m3. Das Auswanderungsvolumen von Elisionswässern in einer Menge von weniger als 2000 km3 im Stadium der Protokatagenese und im Laufe der geologischen Geschichte – 5518 km3 – sorgte (auch unter Berücksichtigung von 50-75 % der Kohlenwasserstoffdispersion) für die Bildung von Ablagerungen in den Stauseen des Komplexes.

Karbonat- und Tonkarbonat-Sedimente des Oberdevon-Tournaisiums, die hauptsächlich durch den sapropelischen OM-Typ gekennzeichnet sind, erreichten zu Beginn des Mittelkarbons die thermobaren Parameter des GZN im zentralen, am aktivsten absinkenden Teil des Unterbeckens. Bei Ablenkgeschwindigkeiten bis 50 m/Million. Jahre lang lieferte die Eintauchtiefe der Gesteine ​​des Komplexes im Mittelkarbon von 1,8 bis 2,0 km ein dem GZN entsprechendes Niveau der OM-Katagenese. Als die Sedimente zu Beginn des Oberperms bei einer Paläotemperatur von 160–165 °C aus dem GZN austraten, hatte das Ölförderungsgebiet die äußere Zone der Westseite des ERW erreicht. Am Ende des oberen Perms verließen die Karbonatsedimente der Erdölquelle des Komplexes das GZN und gelangten in die thermobaren Bedingungen des GZG, die bis in die Neuzeit andauerten.

Während des Zeitraums, in dem sich die Gesteine ​​im GZG befanden, wurden im Unterbecken 31,5 Milliarden Tonnen Öl gefördert; Das Ausmaß der Gasbildung während der Gasphase und der Gasphase betrug 15,6 Billionen. m3 und im gesamten Becken - 2398,5 Milliarden Tonnen und 780,5 Billionen. m3. Die Hauptzentren der Öl- und Gasförderung im Devon-Komplex, die genetisch mit Gebieten mit den höchsten Setzungsraten und -amplituden verbunden sind (bis zu 70–80 m/Million Jahre oder mehr, von 1,3 bis 2,0 km pro geologischem Alter), sind Bodensenkungen Ovale im nördlichen und westlichen Teil des ERW. Für das NGB-TP war die südliche Barentssee-Pechora auf dem arktischen Schelf die regionale Erzeugungsquelle. Das Ausmaß der Ölansammlung im oberen Devon-Tournais-Komplex des Unterbeckens beträgt 113,4 Millionen Tonnen; das Ausmaß der Gasansammlung während der NFG und GFG betrug 280,8 Milliarden m3, die gleichen Werte für das Becken beliefen sich auf 6696,8 Millionen Tonnen und 4014,3 Milliarden m3. Die Realität der Bildung von Öl- und Gasvorkommen in den aktuellen Speichergesteinsmengen des Komplexes im ERW – 2800 km3 – wird durch die große Auswanderung von Sedimentgewässern bestätigt, die innerhalb des Beckens 5966 km3 erreicht.

Terrigenkarbonat- und Karbonatquellsedimente der Unterbeckenkomplexe Werchne-Pechora, die überwiegend durch sapropelische OM-Typen gekennzeichnet sind, erreichten in der oberen Artinsk-Zeit die thermobaren Bedingungen des GZN (Paläotemperatur 60–65 °C MK1). Bei Eintauchgeschwindigkeiten von 50 bis 70 m/Million. Jahre bis zum angegebenen Zeitpunkt lieferte die Tiefe des Ölquellengesteins, gleich 1,3–1,6 km, den Grad der Katagenese der organischen Substanz MK1. Die aktive Ölförderung dauerte 40–45 Millionen Jahre, bis in der frühen Trias die Sedimente des Komplexes in die Hauptgasbildungszone gelangten. Der Zeitraum der Fertigstellung des HFN in der frühen Trias sowie für das Becken insgesamt fällt mit dem Auspressen und Auswandern der Hauptvolumina des Porensedimentationswassers aus den Schichten zusammen – etwa 2000 km3 mit dem Volumen der Reservoirgesteine das Unterbecken ist 2770 km3 groß.

Während des Vorkommens von NM-Gesteinen des Oberdevon-Tournai-Komplexes im GZN wurden 41,9 Milliarden Tonnen Öl erzeugt, und während des Aufenthalts dieser Gesteine ​​unter den Bedingungen des GZG (aus der Trias) waren es 34,4 Billionen Tonnen gebildet. m3 Kohlenwasserstoffgas. Die Hauptquellen der Öl- und Gaserzeugung werden in Gebieten mit maximalen Geschwindigkeiten (70–90 m/Millionen Jahre) und Setzungsamplituden von mehr als 0,5 km pro geologischem Alter vorhergesagt. Die größten Geschwindigkeits- und geostatischen Druckgradienten werden im zentralen und südlichen Teil des Unterbeckens Werchne-Pechora beobachtet. Das Ausmaß der Ölansammlung mit den vorhergesagten Mengen an Lagerstättengestein beträgt hier 146,6 Millionen Tonnen. Das Ausmaß der Gasansammlung im Komplex beträgt 309,6 Milliarden m3. Optimale Bedingungen Der Zufluss von Kohlenwasserstoffen in die Reservoirgesteine ​​des Komplexes wurde durch erhebliche Auswanderungsmengen von Elisionswässern sichergestellt – 2432 km3. Bei ähnlichen tektonodynamischen Bedingungen sind die regionalen Zentren der Kohlenwasserstofferzeugung für die Öl- und Gasansammlungsgebiete des Timan-Pechora-Sedimentbeckens die südliche Barentssee-Pechora auf dem arktischen Schelf und die Ural-Geosynklinale.

Die überwiegend terrigenen NM-Gesteine ​​des Lower-Middle Visean-Komplexes zeichnen sich durch den Humus-Sapropel-Typ von OM aus. Der Katagenesegrad von OM beträgt MK1 (mit einem Verkohlungsgrad D) und eine Paläotemperatur von 55–60 °C, entsprechend dem Beginn des HFN, wird bei einer Sedimenteintauchtiefe von mindestens 1,6–1,8 km erreicht. d.h. zu Beginn des Oberperms. Aufenthaltsdauer von Gesteinen unter GZN-Bedingungen, d.h. im Katageneseintervall MK1-MK3 mit einer kritischen Paläotemperatur von etwa 160 °C beträgt etwa 45 Millionen Jahre. In dieser Zeit erzeugten die Öl- und Gasquellensedimente des Komplexes 5,5 Milliarden Tonnen Öl, und unter den Bedingungen des Vorhandenseins von NM-Gesteinen in der Hauptgasbildungszone (mit Abstufung der Katagenese MK4) betrug die Menge an gasförmigen Kohlenwasserstoffen 4,0 Billionen. m3.

Das Ausmaß der Öl- und Gasansammlung im Komplex mit einer prognostizierten Anzahl von Lagerstättengesteinen von 390 km3 entspricht 19,8 Millionen Tonnen Öl und 36,0 Milliarden m3 Gas. Karbonatquellsedimente des Obervisean-Unterperm-Komplexes mit einem überwiegend sapropelischen OM-Typ erreichen die thermobaren Parameter des GZN im Oberperm (Paläotemperatur 60 °C, Katageneseniveau MK1 bei einer Eintauchtiefe von 1,5–1,8 km). Die Vorkommenstiefe der NM-Gesteine ​​des Komplexes betrug zum Zeitpunkt ihres Austritts aus der Hauptölbildungszone am Ende der Trias 4,5 km. Ab Stadium MK4 setzt sich die katagenetische Entwicklung des oberen Petschora-Teilbeckens in Richtung Gasbildung bis zum heutigen Zeitpunkt fort. Während der Verweildauer der NM-Gesteine ​​des Komplexes im GZN wurden im Unterbecken 46,8 Milliarden Tonnen Öl erzeugt. Das Ausmaß der Gasbildung während der NFG und GFG belief sich auf 26,7 Billionen. m3, im NGB TP – 1573,3 Milliarden Tonnen und 605,4 Billionen. m3. Der Zeitraum des Abschlusses der hydrodynamischen Phase in der angegebenen Eintauchtiefe fällt mit dem Auspressen der Hauptvolumina des Porensedimentationswassers aus den Schichten zusammen. Unter Berücksichtigung des Gesteinsvolumens des betrachteten Komplexes wird das Ausmaß der Auswanderung von Sedimentgewässern auf 10.000 km3 ermittelt. Damit wurden mit einem Reservoirvolumen von 4350 m3 die notwendigen Voraussetzungen für eine aktive Öl- und Gasanreicherung in den Karbonatreservoirs des Komplexes geschaffen.

Basierend auf den akzeptierten Auswanderungs- und Akkumulationskoeffizienten belief sich das Ausmaß der Kohlenwasserstoffakkumulation im Komplex auf 93,6 Millionen Tonnen Öl und 240,3 Milliarden m3 Gas und im Timan-Pechora-Becken auf 5206,7 Millionen Tonnen und 2833,2 Milliarden m3. Die Ölquellensedimente des terrigenen Komplexes des unteren und oberen Perms, die durch den Sapropel-Humus-Typ von OM gekennzeichnet sind, erreichten zu Beginn der Trias thermobare GZN-Bedingungen in einer Eintauchtiefe von 1,8–2,0 km (Katagenesestadium MK1, Paläotemperatur 60). -65°C). Als das Öl- und Gasausgangsgestein mit einer kritischen Temperatur für die flüssige Phase von etwa 160 °C aus dem Gasreservoir austrat, waren erhebliche Mengen an Porensedimentwasser (etwa 9000 km3) herausgedrückt worden, was zur aktiven Migration beitrug von Kohlenwasserstoffen in das Reservoirgestein.

Während der GZN im Unterbecken erzeugten die Öl- und Gaslagerstätten des betrachteten Komplexes 16,7 Milliarden Tonnen Öl. Während der NFG und GFG erzeugten dieselben Gesteine ​​21,2 Billionen. m3 Kohlenwasserstoffgas und im NGB TP – 296,6 Milliarden Tonnen und 1165 Billionen m3. Das Ausmaß der Kohlenwasserstoffanreicherung im Laufe der geologischen Geschichte belief sich bei den vorhergesagten Volumina an Lagergesteinen auf 33,4 Millionen Tonnen Öl und 190,8 Milliarden m3 Gas. Im Timan-Pechora-Becken betrug die Kohlenwasserstoffansammlung im Komplex 832,1 Millionen Tonnen und 639,8 Milliarden m3.

Eine vergleichende Bewertung der erzeugten und angesammelten Kohlenwasserstoffe in paläozoischen Öl- und Gaskomplexen zeigt, dass das maximale Ausmaß der Gaserzeugung im Unterbecken charakteristisch für die Komplexe Ordovizium-Unterdevon, Oberdevon-Tournais und Obervisium-Unterperm ist. Für sie ist auch das größte Ausmaß der Ölbildung zu verzeichnen. Auf der Skala der Gas- und Ölansammlung im Unterbecken Werchne-Petschora besteht eine klare Tendenz, dass die Gaserzeugung und Gasansammlung gegenüber der Ölerzeugung und -ansammlung überwiegt. Für das Öl- und Gasbecken Timan-Pechora sind die maximalen Mengen an Gas- und Ölansammlungen auch für die Komplexe Ordovizium-Unterdevon, Oberdevon-Tournais und Obervisium-Unterperm charakteristisch.

In Bezug auf die Gaserzeugungsdichten im oberen Petschora-Teilbecken nehmen das Ordovizium-Unterdevon (von 3900 bis 6100 Millionen m3/km3) und das Oberdevon-Tournaisium (von 3500 bis 4000 Millionen m3/km3) die dominierende Stellung ein. , Obervisean-Unterperm (3000–3300 Millionen m3/km3) und Mitteldevon (2800–3000 Millionen m3/km3). In Bezug auf die Ölansammlungsdichte sind in absteigender Reihenfolge das Ordovizium-Unterdevon (ca. 3.600.000 t/km3), das Oberdevon-Tournaisium (2.800.000 t/km3) und das Obervisium-Unterperm (bis zu 2.500.000 t/km3) zu nennen ) und Mitteldevon (bis zu 2200.000 t/km3). Wie die Berechnungen zeigen, liegen die Werte der angegebenen Dichteparameter für dieselben Komplexe und für den gesamten TP des Öl- und Gasbeckens nahe beieinander.

Unter Berücksichtigung des Erzeugungsumfangs, der Anreicherung von Kohlenwasserstoffen verschiedener Phaseneigenschaften und der Bewertung des Öl- und Gaspotenzials wird eine vergleichende Bewertung der Aussichten für den Öl- und Gasgehalt sowie die geologische Zonierung des Gebiets für Öl und Gas mit Begründung durchgeführt Prioritätsanweisungen für die Suche nach Feldern.

auf dem Territorium der Autonomen Sozialistischen Sowjetrepublik Komi und des Nenzen-Nationalbezirks der Region Archangelsk. Gesamtfläche beträgt 376 Tausend km 2. T.-P. N. B. im Süden grenzt es an die Öl- und Gasregion Wolga-Ural (siehe Öl- und Gasregion Wolga-Ural) , und im Osten ist es durch den Uralkamm vom Norden der Region Tjumen getrennt, wo die reichsten Vorkommen bekannt sind Erdgas. Es gibt Gas-, Gaskondensat-, Öl- und Mischfelder.

Auf dem Territorium von T.-P. N. B. - 48 Öl- und Gasfelder, von denen 41 erkundet und 24 zur Erschließung übergeben wurden.

Erste Sucharbeit begann 1918 auf Initiative von W. I. Lenin und ab 1928 - systematische Suchen, die 1930 im industriellen Zustrom von Leichtöl aus devonischen Lagerstätten (analog zum Pashi-Horizont) gipfelten, der den Beginn der Schöpfung markierte der Ölraffinerieindustrie in Uchta. 1932 wurde das Schwerölfeld Yaregskoye entdeckt, auf dem 1937 die erste Ölmine der UdSSR gegründet wurde, 1935 das Gasfeld Sedyolskoye, auf dessen Grundlage 1943 das erste Erdölbergwerk der Welt, das Voyvozhskoye-Feld, entdeckt wurde Die Gaspipeline wurde 1948 gebaut. 1959 wurde das Ölfeld West Tebuk in der südlichen Izhma-Pechora-Senke entdeckt. 1959-74 in T.-P. N. B. Es wurden 26 Lagerstätten entdeckt, darunter die erkundeten Lagerstätten Vuktylskoye und Usinskoye.

T.-P. N. B. nimmt den nordöstlichen Teil der Osteuropäischen Plattform ein (siehe Osteuropäische Plattform) . IN geologische Struktur Betroffen sind Ablagerungen des Ripheums (Keller) und aller Abteilungen des Paläozoikums und Mesozoikums (Sedimentbedeckung); unter Strukturelemente Die Sedimentbedeckung zeichnet sich durch große schwellungsartige Hebungen im nordwestlichen Streichen aus: Timan (siehe Timan Ridge) , Petschora-Kozhvinskoye, Kolvinskoye und Varandey-Adzovinskoye – und die sie trennenden Senken – Izhma-Pechora, Denisovskaya und Khoreywerskaya. Im Osten von T.-P. N. B. eingerahmt vom nördlichen Teil des Cis-Ural-Vorlandes.

Öl- und Gasvorkommen sind mit 7 Öl- und Gaskomplexen verbunden: Vormitteldevon (Unterdevon, Silur, Ordovizium) – überwiegend Karbonat, Mitteldevon-Unterfrasnium – terrigen, Oberdevon – Karbonat, Tournais – Terrigenkarbonat, Visäisch – terrigenes Karbonat, mittleres Karbon – Unterperm – Karbonat-Terrigen und Oberperm-Trias – terrigenes. Bei den Ablagerungen handelt es sich überwiegend um Blatt- und Massivvorkommen. Schichtablagerungen in terrigenen Lagerstätten werden häufig in Kombination mit Zonen lithologisch-stratigraphischer Abschnürung produktiver Schichten gefunden. Es wurden ölführende Riffe aus dem Oberdevon-Zeitalter angetroffen. Fallen sind in der Regel die Bögen antiklinaler Erhebungen.

Normalerweise Öl gute Qualität, Dichte 0,826-0,885 g/cm 3 ; schwefelarm und mittelschwefelhaltig, paraffinhaltig (von 0,4 bis 6,6 %), harzarm, selten harzig, mit hoher Ausbeute an leichten Fraktionen. 2 Lagerstätten (Yaregskoye und Usinskoye) enthalten schwere (Dichte 0,936-0,962). g/cm 3) viskose Öle. Methangas (mehr als 80 %), angereichert mit schweren Kohlenwasserstoffen (10–17 %), erhöht den Kondensatgehalt. In Gaskondensatfeldern liegt die Ausbeute an stabilem Kondensat zwischen 50 und 500 cm 3 gegen 1 M 3. Produktion in T.-P. N. B. 1975 waren es mehr als 25 Millionen konventionell T gegenüber 1,8 Millionen T im Jahr 1958. In dieser Zeit wurden die Gaspipeline „Glanz des Nordens“ (Uchta – Torschok) und die Ölpipeline Usinsk – Jaroslawl gebaut.

Zündete.:Ölförderindustrie der UdSSR. 1917-1967, M., 1968; Trebin G. F., Charygin N. V., Obukhova T. M., Ölfelder die Sowjetunion, M., 1974.

S. P. Maksimov.

„Öl- und Gasbecken Timan-Pechora“ in Büchern

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