Тімано-печорський нафтогазоносний басейн.

Азово-Кубанський нафтогазоносний басейн молодої платформи

Теригенно-карбонатна формація тріасу, розвинена у західній частині Східно-Кубанського суббасейну та на більшій частині Західно-Кубанського, характеризується переважно сапропелево-гумусовим типом ВВ. Ступінь катагенезу ОВ МК1(Д) і палеотемпература 50-60°С, відповідні початку ГФН, досягаються при глибині занурення порід щонайменше 1,4-1,6 км, тобто. з другої половини ранньої юри, і насамперед у зонах найбільших швидкостей прогинання (до 60-70 м/млн. років): західному секторіСхідно-Кубанської западини (ВКВ) та південному секторі Західно-Кубанського прогину (ЗКП).

Як показують палеотектонічні реконструкції, тривалість перебування тріасових порід у головній зоні нефтегенерации, тобто. в інтервалі катагенезу МК1-МК3 з критичною палеотемпературою 160-165°С становить 30-40 млн. років. За цей час нафтоматерінськими відкладеннями Східно-Кубанського суббасейну було генеровано 60,7 млрд т нафти. Близькі умови нафтоутворення передбачаються у Західно-Кубанському суббасейні, де протягом аналогічного етапу генеровано 32,5 млрд т нафти.

Починаючи з ранньої крейди при рівні МК4 і до сучасної стадії катагенетичного перетворення ОВ – АК1 та АК2, зазначені нафтогазоносні суббасейни розвивалися як газоносні, що відповідно до прийнятої схеми вертикальної зональностінафтогазоутворення відповідає головній фазі генерації газу. Протягом зазначених стадій перетворення органічної речовини нафтоматеринськими опадами тріасової формації генеровано вуглеводневого газу в межах ВКВ 73,6 трлн. м3, ЗКП – 52,6 трлн. м3. Завершення початкової фази газоутворення у Східно-Кубанському та Західно-Кубанському суббасейнах супроводжувалося активною еміграцією седиментаційних вод. Протягом головної фази нафтогенерації до кінця пізньої юри з глинистих порід було віджато максимальну кількість останніх – 6100 млрд. т у ВКВ та 3600 млрд. т у ЗКП. Це забезпечило оптимальні умови надходження УВ у породи-колектори формації.

У Північно-Кубанському суббасейні (рис. 50) за гумусового типу ОВ у породах генерація нафти практично не відбувалася. Термобаричні умови ГФН зі ​​ступенем катагенезу МК1 настали лише до кінця крейдяного часу, коли майже повністю завершився процес еміграції із глин седиментаційних порових вод. Подальша еволюція суббасейну зі зростанням ступеня катагенезу аж до сучасного (АК1) протікала при домінуючому впливі процесів газогенерації, в результаті яких генеровано 21 трлн. м3 вуглеводневого газу.

На рис. 51 представлена ​​карта перспектив нафтогазоносності тріасових відкладень на тектонодинамічній генетичній основі, де: 1 – області нафтогазогенерації: ВКВ та АВ – Східно-Кубанська западина (суббасейн), включаючи Адигейський виступ, із середньою швидкістю седиментації 35 м/млн. років, ЗКП - Західно-Кубанський прогин (суббасейн) зі швидкістю седиментації 30 м/млн. років; 2 – масштаби нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення: у чисельнику – теоретично можлива кількість нафти (млрд. т) та газу (трлн. м3), генерована у відкладах тріасу; у знаменнику – кількість нафти та газу в зонах нафтогазононакопичення; 3 – районування тріасових відкладень за перспективами нафтогазоносності на динамотектонічній основі: ВП – високоперспективна зона на нафту та газ (Челбасько-Некрасовська – переважно на газ); МП – малоперспективні зони: південна – в галузі розвитку рифових фацій на північному схилі Кавказу (СЗК) та суміжній частині Західно-Кубанського прогину та північна Ірклієвсько-Ладівська (ІЛ) – у галузі розвитку тріщинно-порових колекторів у середньому тріасі та карбонатних – у нижньому ; НУ – зона невстановленої перспективності; БП - безперспективна зона; 4 – зони, перспективні нафту і газ: а – достовірні, б – менш достовірні; 5 - перспективні на газ: промислові припливи газу (а), нафтопрояви (б), газопрояви (в); 7 – межі поширення відкладів тріасу в межах основних геоструктурних зон, встановлені та передбачувані; 8 – західний кордон зони з можливим локальним розвитком тріасових рифогенних відкладень; 9 – передбачувані зони локальних піднять: достовірніші (а), менш достовірні (б); 10 – межі між основними тектонічними зонами (розривні); 11 – зони тектонічного екранування, найбільш сприятливі для формування пасток та покладів та пошуково-розвідувальних робіт; глибина залягання перспективних горизонтів, м; 12 – прогнозовані антиклінальні зони у тріасі; 13 – локальні складки: а – на денній поверхні (СЗК), б – передбачувані у «закритій частині» регіону; 14 - ізогіпси покрівлі фундаменту, м; 15 –

Для тріасових формацій трьох суббасейнів у прогнозованих зонах переважного нафтонакопичення та газонакопичення визначено такі масштаби акумуляції ПВ (рис. 51): у Східно-Кубанському суббасейні – нафти 121 млн. т, газу 397 млрд. м3, у Західно-Кубанському – нафти. т, газу 379 млрд. м3 та Північно-Кубанському – газу 427 млрд. м3. Основні методичні принципи та розрахункові параметри розглянуті на прикладі тріасового НГК, результати оцінки щодо кожного суббасейну також наведено на карті (рис. 51).

Нафтогазоматеринські опади нижньої юри, як показують розрахунки та побудови, характеризуючись на більшій частині осадово-породного басейну сапропелево-гумусовим ОВ, досягають до початку пізньої юри при глибині занурення 1,5-1,6 км термобаричних умов ГФН (стадія катагенеоМ -55 ° С). Глинисті відкладення середньої юри при сапропелевому та рідше змішаному типіВВ у пізній юре входять до головної зони нафтоутворення: у Східно-Кубанському суббасейні з глибини 1,5-1,8 км, у Західно-Кубанському – 1,7-1,8 км (палеотемпература 55-60°С). Швидкість занурення опадів до 50 м/млн. років визначають розміщення основних осередків нафто- та газогенерації на більшій частині Східно-Кубанського та у південному секторі – Західно-Кубанського суббасейнів.

Наприкінці крейдового часу на момент завершення ГФН (градація МК4, критична температура для рідкої фази УВ 160-165°С) ареал нижньоюрського вогнища нафтогенерації досягає півночі Чамлыкской площі. У среднеюрской формації у Східно-Кубанському і, мабуть, у Західно-Кубанському суббасейнах нафтоутворення тривало остаточно палеоценового часу за тих самих критичних термобаричних умовах із розширенням ареалу осередку генерації за зоною збільшених швидкостей прогинання північ від до Кошехабльской і Абхаз. Процеси нафтонакопичення завершилися для нижньоюрських відкладень у ранній крейді, а среднеюрских – до палеогену, коли з глинистих порід, що ущільнюються, були віджаті основні обсяги порових седиментаційних вод: відповідно більше 4000 і 2000 млрд. т у ВКВ і більше 7000 і 3000 млрд. т. .

Найважливіші розрахункові параметри для оцінки масштабів генерації, акумуляції та початкових потенційних ресурсів вуглеводнів у відкладах нижньої та середньої юри наведені для суббасейнів на карті (рис. 52).

Протягом ДФН нафтоматеринськими опадами нижньої та середньої юри генеровано нафти у Східно-Кубанському суббасейні 41 та 27 млрд. т, у Західно-Кубанському – 88 та 55 млрд. т. Із завершенням ГФН та вступом відкладень у етап літогенезу у ГЗГ почався суббасейнів (від ступеня катагенезу МК4 до МК5 - АК1), що тривало протягом неогенового часу. Протягом ГФН та ГФГ глинистими породами нижньосередньоюрської формації було генеровано вуглеводневого газу у ВКВ 37,5 трлн. м3 у нижній юрі та 17 трлн. м3 – у середній, у ЗКП – відповідно, 99,5 та 44,8 трлн. м3.

Більш високий темп занурення відкладень у південній частині Східно-Кубанського та Західно-Кубанського суббасейнів зумовив більш ранній вступ нафтогазоматеринських порід до ГЗН та активну генерацію нафти. Вогнища нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення, таким чином, і тут пов'язані із зонами найбільших швидкостей та амплітуд прогинання в ранній та середній юрі. Максимальні градієнти геостатичних тисків відзначаються на західному та південному бортах ВКВ і вздовж південного крила Шапсуго-Апшеронського валу в ЗКП, що визначає положення основних шляхів міграції вуглеводневих флюїдів. Наявність потужних піщаних літофацій та зон розвитку тріщинуватості на ряді родовищ і площ (Ювілейному, Майкопському, Баракаєвському, Удобненській, Східно-Кубанській та ін.) робить обґрунтованими розрахунки, що свідчать про максимальні масштаби накопичення нафти та газу.

Виходячи з прийнятих геологічних аналогій з урахуванням фактичних даних про нафтогазоносність синхронічних формацій, приймаються наступні значеннякоефіцієнтів еміграції: нафти – від 0,001 до 0,035 та газу – 0,8-0,9 для ВКВ і, відповідно, від 0,0005 до 0,02 та 0,8-0,95 для – ЗКП. Коефіцієнти акумуляції тих самих суббасейнів приймаються відповідно: від 0,01 до 0,12 і 0,006-0,008 для ВКВ; від 0,01 до 0,07 та 0,006-0,008 – для ЗКП.

На карті перспектив нафтогазоносності відкладень нижньої юри на тектонодинамічній генетичній основі (рис. 62) представлені результати розрахунку масштабів генерації, акумуляції ПВ, тобто. дані для розрахунку початкових потенційних ресурсів нафти та газу:

1. області нафтогазогенерації: ВКВ та АВ – Східно-Кубанська (включаючи Адигейський виступ) із середньою швидкістю седиментації 30 м/млн. років, ЗКП – Західно-Кубанська із середньою швидкістю седиментації 35 м/млн. років, ТЗ - Тимашевська щабель із середньою швидкістю седиментації 20 м/млн. років
2. масштаби нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення: у чисельнику – теоретично можлива кількість нафти (млрд. т) та газу (трлн. м3), генерована у відкладах нижньої юри; у знаменнику – кількість нафти (млн. т) та газу (млрд. м3), акумульована в зонах нафтогазононакопичення;
3. районування нижньоюрських відкладень за перспективами нафтогазоносності на тектонодинамічній генетичній основі: ВП – високоперспективна, переважно на газ, Спокойненська зона з коефіцієнтом збереження порових колекторів від 26 до 75%; П – перспективна на нафту та газ зона з пастками тектонічно екранованого, структурного та літологічного типів з коефіцієнтом збереження порових колекторів від 10 до 25%; МП – менш перспективна на газ зона з передбачуваними пастками литолого-стратиграфічного типу в базових пісковиках нижньої юри, що виклинюються, з коефіцієнтом збереження порових колекторів від 25 до 50%; МП – малоперспективна на газ зона з коефіцієнтом збереження порових колекторів ≤10%; НУ – зона невстановленої перспективності;
4. регіональні зони літологічного виклинювання пісковиків нижньої юри;
5. газоконденсатні родовища та поклади;
6. інтенсивні газопрояви у свердловинах;
7. передбачувана зона нефтегазонакопления з пастками тектонічно-екранованого типу;
8. прогнозовані зони нафтогазононакопичення з передбачуваними пастками літологічного та стратиграфічного типів;
9. ділянки зон нафтогазононакопичення, найбільш перспективні для формування покладів (а – у структурних та тектонічно-екранованих пастках, б – у литолого-стратиграфічних пастках) та постановки пошуково-розвідувальних робіт із глибиною залягання перспективних горизонтів, м;
10. ізогіпси покрівлі фундаменту, м; 12 – першочергові об'єкти буріння.

На рис. 53 представлена ​​карта перспектив нафтогазоносності відкладень середньої юри на тектонодинамічній та генетичній основі, де:

1. області нафтогазогенерації: ВКВ та АВ – Східно-Кубанська (включаючи Адигейський виступ) із середньою швидкістю седиментації 40 м/млн. років, ЗКП – Західно-Кубанська із середньою швидкістю седиментації 30 м/млн. років, ТЗ – Тимашевська із середньою швидкістю седиментації 20 м/млн. років;
2. масштаби нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення: у чисельнику – теоретично можлива кількість нафти (млрд. т) та газу (трлн. м3), генерована у відкладах середньої юри; у знаменнику – кількість нафти (млн. т) та газу (млрд. м3) у зонах нафтогазононакопичення;
3. районування середньоюрських відкладень за перспективами нафтогазоносності на тектонодинамічній генетичній основі: П – перспективні на нафту та газ зони: Спокойненська (СП), Шапсуго-Апшеронська (ША) та Кошехабльська (К) з пастками тектонічно-екранованого, структурного та літологічного типів газ – зони літологічного виклинювання з коефіцієнтом збереження порових колекторів 10-30%; МП – малоперспективна на газ зона з пастками структурного та літологічного типів із коефіцієнтом збереження порових колекторів ≤10%; НУ – зона невстановленої перспективності; БП - безперспективна для пошуків нафти та газу зона північного схилу Кавказу (СЗК);
4. зони виклинювання пісковиків середньої юри з літологічними та тектонічно-екранованими пастками;
5. регіональна зона літологічного виклинювання пісковиків середньої юри;
6. непромислові притоки нафти (а) та газу (б);
7. ділянки гідродинамічного зв'язку піщаних горизонтів середньої юри з базальними горизонтами нижньої крейди або зоною інфільтрації атмосферних вод;
8. зони нафтогазононакопичення, найбільш перспективні для формування покладів літологічного (а), структурно-літологічного (б) типів та постановки пошуково-розвідувальних робіт, глибина залягання перспективних горизонтів, м;
9. межі геоструктурних зон; 12 - ізогіпси поверхні фундаменту, м; 13 – першочергові об'єкти буріння.

Для формацій нижньої та середньої юри трьох суббасейнів при прогнозованих обсягах та поширенні порід-колекторів у зонах нафтогазононакопичення масштаби накопичення УВ становлять: у Східно-Кубанському суббасейні – нафти 196 млн. т, газу 325 млрд. м3; у Західно-Кубанському суббасейні – нафти 118 млн. т, газу 860 млрд. м3, у Північно-Кубанському – газу 214 млрд. м3.
Таким чином, протягом юрського часу еволюція нафтогазоносного басейну відбувалася за визначального впливу процесів прогресивного катагенезу органічної речовини та активного нафтогазоутворення.

Нафтоматеринські опади келовею, характеризуючись сапропелевогумусовим типом ОВ, досягають на ділянках інтенсивного прогинання суббасейнів на початок ранньої крейди термобаричних параметрів ГФН (палеотемпература 50-60°С, рівень катагенезу МК1). При швидкостях понад 50 м/млн. років глибина занурення порід формації у південному секторі ВКВ та ЗКП у крейдяний час, що дорівнює 1,8-2,0 км, забезпечує рівень катагенезу ОВ, що відповідає ГЗН.

На момент виходу відкладень із головної зони нафтоутворення в ранньому неогені ареал області нафтогенерації, розширюючись у напрямку «міграції» зон максимальних швидкостей, у Східно-Кубанському суббасейні досяг на півночі Кошехабльської площі, а в Західно-Кубанському – Арешкінській. У майкопський час опади теригенно-карбонатної формації келовею та карбонатної – оксфорду вийшли з ГЗН (МК3) та увійшли до термобаричних умов головної фази газоутворення. Катагенетична еволюція нафтогазоносного басейну зі стадії катагенезу MK4 тривала у напрямі газогенерації до сучасного рівня (МК5).

За період перебування глинистих порід келовею та оксфорду в ГЗН було генеровано нафти у Східно-Кубанському суббасейні 28 млрд. т, у ЗахідноКубанському – 22 млрд. т, масштаби утворення газу протягом ГФН та ГЗН становили 21 трлн. м3 у ВКВ та 15 трлн. м3 – у ЗКП. У північній частині кожного суббасейну відкладення на всіх стадіях катагенетичного перетворення зазнавали
занурення зі швидкостями трохи більше 20-25 м/млн. років, що не забезпечило необхідних амплітуд прогинання та призвело до суттєвої затримки ГФН (майже до верхнього палеогену) та активного газоутворення. У центральній частині суббасейнів ДФН на той час завершилася з відтисканням останніх обсягів порових седиментаційних вод. Північні зони суббасейнів, таким чином, протягом розглянутого відрізка геологічної історії представляли зони переважно газогенерації та газонакопичення.

Основними осередками нафтогазогенерації у формаціях верхньої юри, пов'язаними генетично з ареалами найбільших швидкостей та амплітуд прогинання, є овали прогинання у південній частині ВКВ та ЗКП. Широкий розвиток тут піщаних літофацій і тріщинуватості сприяло утворенню зон нафтогазононакопичення та максимальної концентрації в них ресурсів як нафти, так і газу.

З використанням зазначених співвідношень приймаються такі значення коефіцієнтів еміграції та акумуляції для розрахунку масштабів нафтогазононакопичення у формаціях верхньої юри. Коефіцієнти еміграції для Східно-Кубанського суббасейну: нафти – 0,03 (на етапі ДФН), газу – 0,8-0,9; для Західно-Кубанського: нафти – 0,02; газу – 0,85-0,95; коефіцієнти акумуляції: нафти – 0,12 для обох суббасейнів (на етапі ДФН) та газу – від 0,006 до 0,01.

Масштаби нафтонакопичення в межах ВКВ визначаються у 102 млн. т, у ЗКП – у 52 млн. т; масштаби газонакопичення протягом ДФН та ДФГ становлять у ВКВ 150 млрд. м3, у ЗКП – 141 млрд. м3. На локальних ділянках північної частини басейну генеровано газу 4,5 млрд м3. Отже, як і на середньоюрському етапі, найважливішою особливістюеволюції НДБ були інтенсивне катагенне перетворення сапропелевого ОВ порід келовею-оксфорду та активна нафтогенерація, що видно з карти перспектив нафтогазоносності верхньоюрських відкладень.

На рис. 54 наведена карта перспектив нафтогазоносності відкладень верхньої юри (на тектонодинамічній та генетичній основі), де

1. області нафтогазогенерації: ВКВ та АВ – Східно-Кубанська (включаючи Адигейський виступ) із середньою швидкістю седиментації 35-40 м/млн. років, ЗКП – Західно-Кубанська із середньою швидкістю седиментації 30 м/млн. років, ТЗ – Тимашевська
   із середньою швидкістю седиментації 25 м/млн. років;
2. масштаби нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення (в зонах нафтогазононакопичення): у чисельнику – теоретично можлива кількість нафти (млрд. т) та газу (трлн. м3), генерована у відкладах верхньої юри; у знаменнику – кількість нафти (млн. т) та газу (млрд. м3) у зонах нафтогазононакопичення;
3. районування верхньоюрських відкладень за перспективами нафтогазоносності на тектонодинамічній та генетичній основі: ВП – високоперспективна на нафту та газ Кошехабльсько-Ювілейна зона з коефіцієнтом збереження колекторів від 15 до 40%; П –перспективні на нафту – Баракаєвська (БР), на нафту та газ – Спокойненсько-Вознесенська (СВ), Шапсуго-Апшеронська (ША) зони нафтогазононакопичення та газ – Південно-Радянсько-Соколівська зона з коефіцієнтом збереження колекторів від 5 до 15%; мП – менш перспективна газу Західно-Кубанська зона з коефіцієнтом збереження порових колекторів від 5 до 15%; МП - малоперспективні зони на газ зі структурними та літологічними пастками з коефіцієнтом збереження порових колекторів менше 5%; НУ – зона невстановленої перспективності; БП - безперспективна зона північного схилу Кавказу (СЗК);
4. зони виклинювання пісковиків келовею та літологічних пасток;
5. передбачувані нафтові (а) та газові (б) поклади в пісковиках келовею та вапняках оксфорду;
6. непромислові притоки нафти (а) та газу (б);
7. ділянки зон нафтогазононакопичення, найбільш перспективні для формування покладів та постановки пошуково-розвідувальних робіт, максимальна глибиназалягання перспективних горизонтів, м;
8. межі геоструктурних зон;
9. першочергові об'єкти буріння.

Глинисті опади теригенної формації нижньої крейди, характеризуючись переважно гумусовим, а Західно-Кубанському суббасейні – гумусовосапропелевым типом ОВ, досягають у ранньому міоцені на південному ділянці активного прогинання в ЗКП термобаричних умов ГФН (палеотемпература 50-55°). При швидкості занурення близько 60 м/млн. років вже наприкінці крейди глибина залягання нефтегазоматеринской товщі, що дорівнює 1,3-1,5 км, забезпечувала ступінь катагенезу MK1, що відповідає ГЗН. У Східно-Кубанському суббасейні при гумусовому, рідше змішаному, фаціально-генетичному типі ВВ та темпі прогинання до 30 м/млн. років умови ГФН хоч і досягалися, але активної генерації нафти був.

Характерною особливістю еволюції Східно-Кубанського та Північно-Кубанського суббасейнів були інтенсивна гідрослюдизація у процесі літогенезу та переважання гумусового ОВ в інтервалі катагенезу ПК3 – МК3 з генерацією значної кількості вуглеводневого газу. Еволюція Західно-Кубанського суббасейну після виходу відкладень із ДЗН тривала у напрямку генерації газу.

У Західно-Кубанському суббасейні в період перебування нафтогазоматеринських порід нижньокрейдової формації в ДЗН було генеровано нафти 31 млрд. т, газу (до сучасного рівня катагенезу – MK4-МК5) – 34 трлн. м3. З періодом завершення ДФН у південному секторі суббасейну в середньому міоцені збігається віджимання основних обсягів порових седиментаційних вод – 6700 млрд. т. Це створило необхідні умовидля активного газонафтонакопичення в крейдяних формаціях. У Східно-Кубанському суббасейні у близькому режимі катагенезу було генеровано 0,6 млрд. т нафти та 4,2 трлн. м3 газу. Основні осередки нафтогазогенерації прогнозуються на ділянках з максимальними швидкостями та амплітудою прогинання. Найбільші градієнти швидкостей та геостатичних тисків відзначаються у південному секторі ЗКП по південному крилу Шапсуго-Апшеронського валу та вздовж суміжного південного борту прогину, а також по західному борту ВКП. У цих районах передбачаються головні напрями міграції рідких і газоподібних вуглеводнів. Цілком обґрунтовано розглядати овали найбільш інтенсивного прогинання як осередки максимального нефтегазообразования.

Для розрахунку масштабів нафтогазононакопичення у крейдяних формаціях Західно-Кубанського, Східно-Кубанського та Північного суббасейнів приймаються такі значення коефіцієнтів еміграції та акумуляції. Для Західно-Кубанського суббасейну коефіцієнт еміграції: нафти – 0,02, газу –
0,9-0,95; акумуляції нафти – 0,07 (за умов ДФН), газу – 0,006-0,008. Для Східно-Кубанського коефіцієнт еміграції нафти – 0,0005, газу – 0,95; акумуляції нафти – 0,007, газу – 0,1. У Північному суббасейні відбувалася генерація газу, коефіцієнт еміграції газу становив 0,95, а акумуляції – 0,08. На основі прийнятих коефіцієнтів еміграції та акумуляції, прогнозованих обсягів та поширення колекторів теригенної формації масштаби накопичення УВ визначаються в межах Східно-Кубанського суббасейну в 0,02 млн. т нафти та 399 млрд. м3 газу; у Західно-Кубанському суббасейні – 19 млн. т нафти та 260 млрд. м3 газу. Ці дані відображені на карті перспектив нафтогазоносності нижньокрейдових відкладень (рис. 55), де

1. області нафтогазогенерації: ВКВ та АВ – Східно-Кубанська западина (включаючи Адигейський виступ) із середньою швидкістю седиментації 20 м/млн. років, ЗКП – Західно-Кубанська із середньою швидкістю седиментації 25-30 м/млн. років, ТЗ - Тимашевська щабель із середньою швидкістю седиментації 15 м/млн. років;
2. масштаби нафтогазогенерації та нафтогазононакопичення: у чисельнику – теоретично можлива кількість нафти (млрд. т) та газу (трлн. м3), генерована у відкладах нижньої крейди; у знаменнику – кількість нафти (млн. т) та газу (млрд. м3) у зонах нафтогазононакопичення;
3. районування нижньокрейдових відкладень за перспективами нафтогазоносності на тектонодинамічній та генетичній основі: ВП – високоперспективні на нафту та газ Хадиженська зона (ХД) з коефіцієнтом збереження порових колекторів понад 50% та прогнозована Північно-Таманська зона (СТ); П – перспективні газу ЛадожскоНекрасовская (ЛН), Зарічно-Шунтукська (ЗШ), Ачуевско-Чебургольская (АЧ) зони з коефіцієнтами збереження порових колекторів від 25 до 50%; МП – малоперспективні зони газонакопичення в умовах структурних та літологічних пасток з коефіцієнтом збереження порових колекторів менше 25%; НУ – зони невстановленої перспективності; БП - безперспективна територія;
4. зони виклинювання горизонтів та потужних пачок піщано-алевритових порід;
5. газонафтові (а) та газоконденсатні (б) поклади;
6. непромислові притоки нафти (а), газу (б);
7. інтенсивні нафтопрояви (а) та газопрояви (б) у свердловинах;
8. ділянки зон виклинювання з передбачуваними пастками літологічного та структурно-літологічного типів;
9. ділянки зон газонафтонакопичення та газонакопичення, найбільш перспективні для формування літологічних (а), структурних (б) покладів та пошуково-розвідувального буріння; максимальна глибина залягання перспективних горизонтів, м;
10. межі геоструктурних зон;
11. ізогіпси підошви нижньокрейдових відкладень;
12. першочергові об'єкти буріння.

Процес еволюції нафтогазоносного басейну на нижньодрібному етапі характеризується інтенсивним катагенетичним перетворенням ВВ та досягненням на ділянці найбільш інтенсивного прогинання у південному секторі ЗКП умов ГЗН. Еволюція Східно-Кубанського та Північно-Кубанського суббасейнів при домінуючому гумусовому типі ОВ в опадах відбувалася у напрямку інтенсивного катагенного перетворення ОВ від градації МК1 до сучасної (МК4-МК5), що супроводжується активною генерацією газу. Цьому сприяли процеси гідрослюдизації у глинах.

Таким чином, в еволюції Азово-Кубанського осадово-породного басейну з перетворенням на нафтогазоносний чітко виділяються три етапи. Початковий етапщодо слабкого катагенетичного зміни порід та ВВ (до градації МК1), що відповідає першій фазі газоутворення та інтенсивного зневоднення товщі; другий етап – більш інтенсивного катагенезу (від МК1 до МК3) та широкого розвитку процесів монтморилонітизації, активного нафтоутворення в товщах із сапропелевим та змішаним ОВ та майже повної еміграції з глин порових вод. Третій етап – найбільш інтенсивної катагенетичної зміни порід (від МК4 до МК5 і вище), гідрослюдизації глинистих мінералів та вступу нафтогазоматеринських відкладень у головну зону генерації газу.

Як показує порівняльна оцінка перспектив нафтогазоносності, з мезозойських формацій максимальні масштаби генерації нафти характерні для юрських теригенних формацій Західно-Кубанського та Східно-Кубанського суббасейнів. Тріасові та нижньокремові формації відрізняються, відповідно, меншими продукуючими можливостями, хоча масштаби утворення рідких вуглеводнів у них перевищують перші десятки мільярдів тонн. Найбільші масштаби генерації газу властиві нижньо-середньоюрським теригенним формаціям ЗКП, тріасовим формаціям ЗКП та ВКВ, нижньо-середньоюрським ВКВ та нижньокрейдяним ЗКП. За щільностями генерації нафти домінуюче становище займають юрські формації ЗКП та ВКВ та нижньокремові ЗКП. За величиною питомих запасів газу в порядку зменшення йдуть нижньо-середньоюрський комплекс ЗКП та ВКВ, тріасовий та нижньокрейдовий комплекси ЗКП, тріасовий Східно-Кубанського суббасейну.

Тімано-Печорський нафтогазоносний басейн стародавньої платформи

Розрахунок ресурсів нафти і газу виконувався на прикладі Верхньопечорського суббасейну і доповнювався даними щодо Тімано-Печорського НДБ. Палеозойські формації Верхньопечорського суббасейну характеризуються такими геолого-генетичними даними. Теригенно-карбонатні відкладення ордовиксько-нижньодевонського комплексу з переважно сапропелевим ОВ до початку турнейського століття мали ступінь катагенезу ОВ МК1 (рівень вуглефікації «Д») і палеотемпературу 50-60°С, відповідну початку ГЗН при глибині занурення 7 км. Як показують побудови, тривалість перебування ордовико-нижньодевонських порід в умовах ГЗН в інтервалі катагенезу МК1-МК3 з критичною температурою 160-165 ° С становить 40-50 млн. років. За цей час нафтоматеринськими відкладеннями Верхньопечорського суббасейну генеровано 131,2 млрд.т нафти, що видно з карти перспектив нафтогазоносності (рис. 56). Ордовіксконижньодевонським комплексом Тімано-Печорського НДБ вироблено за той же період 3442,9 мрд. т нафти.

На рис. 56 позначено: А – Денисівська западина з суміжною зоною Арктичного шельфу, Б – Верхньопечорська западина із Західно-Уральським складчасто-надвіжовим поясом, В – Середньопечорське підняття та Більшесининська западина, Г –принадвігова зона Косью-Роговської впадини із суміжною зоною арктичного шельфу, Ж – Іжма-Печорська западина, Е – Печоро-Кожвинський мегавал і суміжна зона Болипесинінської западини; основні нафтогазоносні галузі (НДО); I – Тиманська, II – Іжма-Печорська, III – Печоро-Колвінська, IV – Хорейверська, IVa – Варандей-Адзьвінська, V – Північно-Предуральська; основні нафтогазові родовища:

1. Кур'їнське ЦК,
2. Рассохінське ГК,
3. Верхньо-Омринське Н,
4. Нижньо-Омринське ДН,
5. Седьєльське ДН,
6. Північно-Седьєльське Г,
7. Ярегське Н,
8. Войвозьке НГ,
9. Джьєрське Н,
10. Ваньюське Н,
11. Лем'юське Н,
12. Мічаюське Н,
13. Пашнінське ДКН,
14. Вуктильське ЦК,
15. Югід-Вуктильське Г,
16. Зап.-Соплеське ДК,
17. Югідське ДКН,
18. Киртаельське ДКН,
19. Модрина Н,
20. Півн. Модрина Н,
21. Аранецьке Г,
22. Печорогородське ГК,
23. Печорошкірвинське ПС,
24. Верхньо-Грубешорське Н,
25. Пашшорське Н,
26. Командиршорське Н,
27. Шапкінське Н,
28. Ванейвіське ГН,
29. Василкове ГК,
30. Лаявозьке НГК,
31. Північно-командиршорське ДН,
32. Верхньоамдермаєльське ГК,
33. Усинське Н,
34. Возейське Н,
35. Харьягінське Н,
36. Ярейюське ДКН,
37. Хильчуюське ДКН,
38. Північно-Хоседаюське Н,
39. Макарихінське Н,
40. Півн. Баганське Н,
41. Центрально-Сининське Н,
42. Хосолтинське Н,
43. Седьягінське Н,
44. Наульське Н,
45. Ю.-Торавейське Н,
46. Торавейське Н,
47. Варандійське Н,
48. Сарембійське Н,
49. Хасирейське Н,
50. Інтинський ГК,
51. Кожимське ЦК,
52. Падімейське ДН,
53. Поморське ГК,
54. Північно-Гуляївське НГК,
55. Приразломний Н.

На етапі протокатагенезу (до кінця верхнього девону) Верхньопечорський суббасейн розвивався як газоносний. Аналогічним, але більш інтенсивним був його розвиток, починаючи з пізньоартинського часу, коли при рівні катагенезу МК4 нафтогазоматеринські відкладення досягли головної зони газоутворення. Генерація газу тривала до сучасної стадії катагенетичного перетворення ОВ – АК1 і АК2. Протягом зазначених стадій еволюції суббасейну нафтоматерінськими опадами комплексу генеровано 143,1 трлн. м3 вуглеводневого газу, в Тімано-Печорському басейні загалом за той же період утворено 1158,4 трлн. м3 газу.

Відповідно у прийнятому для сучасного етапуобсязі порідколекторів 7270 км3 масштаби акумуляції склали: нафти – 262,4 млн. т та газу – 2575,8 млрд. м3, а для ТП НДБ – 11782,8 млн. м3.

Нафтогазоматеринські опади середнього девону, характеризуючись на більшій частині Верхньопечорського суббасейну гумусово-сапропелевим типом ОВ, досягають до початку ранньовізейського часу (при глибині занурення 1,6-1,8 км) термобаричних умов ГЗН (стадія катагенезу МК1,5-6 . Тривалість перебування середньодевонських нафтогазоматеринських порід за умов ГЗН – близько 50 млн. років. Як газоносний, за середньодевонським комплексом суббасейн розвивався, починаючи з пізньоартинського часу (від ступеня катагенезу МК4 до МК5-АК1), кількість генерованих газоподібних вуглеводнів становила 24,9 трлн. м3 (рис. 57), а басейну загалом за близьких умов – 216,7 трлн. м3. Масштаби накопичення нафти НМ породами комплексу розраховані обсягом 38,6 млн. т, а газу – 448,2 млрд. м3, у ТП НДБ – 2537,6 млн. т і 1594,1 мрд. м3. Обсяги еміграції елізійних вод у кількості менше 2000 км3 на етапі протокатагенезу та за геологічну історію – 5518 км3 забезпечували (навіть з урахуванням 50-75% розсіювання УВ) формування покладів у колекторах комплексу.

Карбонатні і глинисто-карбонатні опади верхнього девона-турне, характеризуючись в основному сапропелевим типом ОВ, досягли в центральній частині суббасейна, що найбільш активно прогинається, до початку середнього карбону термобаричних параметрів ГЗН. При швидкостях прогинання до 50 м/млн. років глибина занурення порід комплексу в середньокарбоновий час, що дорівнює 1,8-2,0 км, забезпечувала рівень катагенезу ОВ, що відповідає ГЗН. На момент виходу відкладень із ГЗН на початку пізньої пермі при палеотемпературі 160-165°С ареал нафтогенерації досяг зовнішньої зони західного борту ВПВ. Наприкінці верхньопермського часу нафтоматеринські карбонатні опади комплексу вийшли з ГЗН та увійшли до термобаричних умов ГЗГ, які зберігаються аж до сучасної доби.

За період перебування порід у ГЗГ генеровано нафти у суббасейні 31,5 млрд. т; масштаби утворення газу протягом ДФН та ДФГ склали 15,6 трлн. м3, а басейні загалом – 2398,5 млрд. т і 780,5 трлн. м3. Основними осередками нафтогазогенерації в девонському комплексі, генетично пов'язаними з ареалами найбільших швидкостей та амплітуд прогинання (до 70-80 м/млн. років і більше, від 1,3 до 2,0 км за геологічний вік), є овали прогинання у північній та західній частинах ВПВ. Для ТП НДБ регіональним осередком генерації служив Южнобаренцевоморсько-Печорський на Арктичному шельфі. Масштаби нафтонакопичення у верхньодевонсько-турнейському компексі суббасейну – 113,4 млн. т; масштаби газонакопичення протягом НФГ та ДФГ склали 280,8 млрд. м3, ті ж значення басейну склали 6696,8 млн. т і 4014,3 млрд. м3. Реальність формування нафтових та газових покладів у сучасних обсягах порід-колекторів комплексу у ВПВ – 2800 км3 – підтверджується великими масштабами еміграції седиментаційних вод, що досягають у межах западини 5966 км3.

Теригенно-карбонатні та карбонатні нафтоматеринські опади комплексів Верхньопечорського суббасейну, характеризуючись переважно сапропелевим типом ОВ, досягають у верхньоартинський час термобаричних умов ГЗН (палеотемпература 60-65°С МК1). При швидкостях занурення від 50 до 70 м/млн. років до зазначеного часу глибина залягання нафтоматеринських порід, що дорівнює 1,3-1,6 км, забезпечувала ступінь катагенезу органічної речовини МК1. Активна генерація нафти тривала протягом 40-45 млн. років до раннього тріасу, коли відкладення комплексу ввійшли у головну зону газообразования. З періодом завершення ГФН у ранньому тріасі, як і для басейну в цілому, збігаються відтискання та еміграція з товщі основних обсягів порових седиментаційних вод – близько 2000 км3 при обсягах порід-колекторів у суббасейні 2770 км3.

За період перебування НМ порід верхньодевонсько-турнейського комплексу в ДЗН було генеровано нафти 41,9 млрд. т, а за час знаходження цих порід за умов ГЗГ (з тріасу) утворено 34,4 трлн. м3 вуглеводневого газу. Основні осередки генерації нафти та газу прогнозуються на ділянках з максимальними швидкостями (70-90 м/млн. років) та амплітудами прогинання понад 0,5 км за геологічний вік. Найбільші градієнти швидкостей та геостатичних тисків відзначаються у центральній та південній частинах Верхньопечорського суббасейну. Масштаби накопичення нафти за прогнозованих обсягів порід-колекторів становлять тут 146,6 млн. т. Масштаби акумуляції газу комплексно рівні 309,6 млрд. м3. Оптимальні умовинадходження УВ у породи-колектори комплексу забезпечувалися значними обсягами еміграції елізійних вод – 2432 км3. З анологічними тектонодинамічними умовами регіональними осередками генерації ПВ для областей нафтогазононакопичення Тімано-Печорського осадового басейну є Южнобаренцевоморсько-Печорський на Арктичному шельфі та Уральський геосинклінальний.

Переважно теригенні НМ породи нижньо-середньовізейського комплексу характеризуються гумусово-сапропелевим типом ВВ. Ступінь катагенезу ОВ – МК1 (при ступені вуглефікації Д) і палеотемпература 55-60°С, відповідні початку ГФН, досягаються при глибині занурення відкладень щонайменше 1,6-1,8 км, тобто. на початку пізньої пермі. Тривалість перебування порід за умов ГЗН, тобто. в інтервалі катагенезу МК1-МК3 з критичною палеотемпературою близько 160°С становить близько 45 млн. років. За цей час нафтогазоматеринськими опадами комплексу генеровано 5,5 млрд. т нафти, а в умовах перебування НМ порід у головній зоні газоутворення (з градацією катагенезу МК4) кількість газоподібних вуглеводнів становила 4,0 трлн. м3.

Масштаби акумуляції нафти та газу в комплексі при прогнозованій кількості порід-колекторів 390 км3 дорівнюють 19,8 млн. т нафти та 36,0 млрд. м3 газу. Карбонатні нафтоматеринські опади верхньовізейсько-нижньопермського комплексу з переважно сапропелевим типом ОВ досягають у пізній пермі термобаричних параметрів ГЗН (палеотемпература 60°С, рівень катагенезу МК1 при глибині занурення 1,5-1,8 км). Глибина залягання НМ порід комплексу на момент виходу їх із головної зони нафтоутворення наприкінці тріасу становила 4,5 км. З стадії МК4 катагенетична еволюція Верхньопечорського суббасейну продовжується у напрямі генерації газу до нашого часу. За період перебування НМ порід комплексу у ДЗН у суббасейні генеровано 46,8 млрд. т нафти. Масштаби утворення газу протягом НФГ та ДФГ становили 26,7 трлн. м3, у ТП НДБ – 1573,3 млрд. т та 605,4 трлн. м3. З періодом завершення ГФН при зазначеній глибині занурення збігається віджимання з товщі основних об'ємів седиментаційних порових вод. З урахуванням обсягу порід комплексу, що розглядається, масштаби еміграції седиментаційних вод визначаються в 10000 км3. Це при обсязі колекторів 4350 м3 створювало необхідні умови для активного нафтогазононакопичення в карбонатних колекторах комплексу.

На основі прийнятих коефіцієнтів еміграції та акумуляції масштаби накопичення ПВ у комплексі склали 93,6 млн. т нафти та 240,3 млрд. м3 газу, а в Тімано-Печорському басейні – 5206,7 млн. т та 2833,2 млрд. м3. Нафтоматеринські опади нижньо-верхнепермського теригенного комплексу, характеризуючись сапропелево-гумусовим типом ОВ, досягли початку тріасу при глибині занурення 1,8-2,0 км термобаричних умов ГЗН (стадія катагенезу МК1, палеотемпература 60-65°. До моменту виходу нафтогазоматеринських порід із ГЗН з критичною температурою для рідкої фази порядку 160°С було віджато значні обсяги порових седиментаційних вод (близько 9000 км3), що сприяло активній міграції ПВ у породи-колектори.

Протягом ГЗН у суббасейні нафтогазоматеринськими відкладами комплексу, що розглядається, генеровано 16,7 млрд. т нафти. Протягом НФГ та ГФГ тими самими породами було генеровано 21,2 трлн. м3 вуглеводневого газу, а в ТП НДБ – 296,6 млрд. т та 1165 трлн м3. Масштаби акумуляції УВ за геологічну історію за прогнозованих обсягів порід-колекторів склали 33,4 млн. т нафти і 190,8 млрд. м3 газу. У Тімано-Печорському басейні обсяги накопичення ПВ у комплексі склали 832,1 млн. т та 639,8 млрд. м3.

Порівняльна оцінка генерованих і акумулюваних вуглеводнів у палеозойських НГК показує, що максимальні масштаби генерації газу в суббасейні характерні для ордовиксько-нижньодевонського, верхньодевонськотурнейського та верхньовізійсько-нижньопермського комплексів. Для них відзначаються й найбільші масштаби утворення нафти. У масштабах накопичення газу та нафти у Верхньопечорському суббасейні чітко простежується тенденція переважання газогенерації та газонакопичення над генерацією та акумуляцією нафти. Для Тімано-Печорського НДБ максимальні обсяги накопичення газу та нафти також характерні для ордовицько-нижньодевонського, верхньодевонсько-турнейського та верхньовізійсько-нижньопермського комплексів.

По плотностям генерации газа в Верхнепечорском суббассейне доминирующее положение занимают ордовикско-нижнедевонский (от 3900 до 6100 млн. м3/км3), верхнедевонско-турнейский (от 3500 до 4000 млн. м3/км3), верхневизейско-нижнепермский (3000-3300 млн. м3 /км3) та середньодевонський (2800-3000 млн. м3/км3). За величиною щільності акумуляції нафти в порядку зменшення також слідують ордовиксько-нижньодевонський (близько 3600 тис. т/км3), верхньодевонсько-турнейський (2800 тис. т/км3), верхньовізейськонижньопермський (до 2500 тис. т/км3) тис. т/км3). Як показують зроблені розрахунки, близькі значення зазначених густинних параметрів для тих же комплексів і загалом ТП НДБ.

З урахуванням масштабів генерації, акумуляції вуглеводнів різної фазової характеристики та оцінки нафтогазового потенціалу виконується порівняльна оцінка перспектив нафтогазоносності та нафтогазогеологічне районування території з обґрунтуванням першочергових напрямів пошуку родовищ.

на території Комі АРСР та Ненецького національного округу Архангельської області. Загальна площаскладає 376 тисяч км 2 . Т.-П. н. б. на півдні межує з Волго-Уральською нафтогазоносною областю (Див. Волго-Уральська нафтогазоносна область) , а зі сходу відокремлений Уральським хребтом від півночі Тюменської області, де відомі найбагатші родовища. природного газу. Зустрічаються газові, газоконденсатні, нафтові та змішані родовища.

На території Т.-П. н. б. - 48 родовищ нафти та газу, з них 41 розвідано, а 24 передано у розробку.

Перші пошукові роботипочалися в 1918 з ініціативи В, І. Леніна, а з 1928 - планомірні пошуки, які в 1930 увінчалися промисловим припливом легкої нафти на ділянці Чіб'ю з відкладень девону (аналог пашийського горизонту), що поклав початок створенню на Ухті нафтопереробка. У 1932 відкрито Ярегське родовище важкої нафти, на якому в 1937 закладено першу в СРСР нафтову шахту, в 1935 - Седьйольське газове родовище, на базі якого і відкритого в 1943 Войвозького родовища в 1948 побудований перший у світі підвісний газо. У 1959 р. на Ю. Іжма-Печорській западині виявлено Західно-Тебуцьке нафтове родовище. У 1959-74 у Т.-П. н. б. відкрито 26 родовищ, у тому числі розвідані Вуктильське та Усинське.

Т.-П. н. б. займає північно-східну частину Східно-Європейської платформи. . У геологічну будовуберуть участь відкладення рифея (фундамент) та всіх відділів палеозою та мезозою (осадовий чохол); серед структурних елементівосадового чохла виділяються великі валоподібні підняття північно-західного простягання: Тиманське (див. Тіманський кряж) , Печоро-Кожвинське, Колвінське і Варандей-Адзовінське - і западини, що їх поділяють - Іжма-Печорська, Денисівська і Хорейверська. На сході Т.-П. н. б. обрамлений північною частиною Предуральського крайового прогину.

Поклади нафти і газу пов'язані з 7 нафтогазоносними комплексами: досередньодевонським (нижній девон, силур, ордовик) - переважно карбонатним, середньо-девонсько-нижньофранським - теригенним, верхньодевонським - карбонатним, турнейським - теригенно-карбонатним, віз -нижньопермським - карбонатно-теригенним та верхньопермсько-тріасовим - теригенним. Поклади, переважно, пластового і потужного типів. Пластові поклади в теригенних відкладеннях часто перебувають у поєднанні із зонами литолого-стратиграфічного виклинювання продуктивних пластів. Зустрічені нафтоносні рифи верхньодевонського віку. Пастками, як правило, є склепіння антиклінальних піднять.

Нафти зазвичай хорошої якості, Щільністю 0,826-0,885 г/см 3 ; мало- та середньосірчисті, парафіністі (від 0,4 до 6,6%), малосмолисті, рідко - смолисті, з високим виходом легких фракцій. 2 родовища (Ярегське та Усинське) містять важкі (щільність 0,936-0,962) г/см 3) в'язкі нафти. Газ метановий (понад 80%), збагачений важкими вуглеводнями (10-17%), вміст конденсату підвищений. У газоконденсатних родовищах вихід стабільного конденсату становить від 50 до 500 см 3 на 1 м 3 . Видобуток у Т.-П. н. б. до 1975 р. перевищила 25 млн. умовних тпроти 1,8 млн. т 1958. За цей період побудовано газопровід «Сяйво Півночі» (Ухта – Торжок) та нафтопровід Усинськ – Ярославль.

Літ.:Нафтовидобувна промисловість СРСР. 1917-1967, М., 1968; Требін Г. Ф., Чаригін Н. Ст, Обухова Т. М, Нафти родовищ Радянського Союзу, М., 1974.

С. П. Максимов.

"Тимано-Печорський нафтогазоносний басейн" у книгах

Басейн

Басейн