Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн

23.09.2019

Тимано-Печорский бассейн расположен на северо-востоке Русской платформы, в области глубокого прогибания фундамента между Тиманом на западе и Уралом и Пай-Хоем на востоке (рис. 42). Обрамление бассейна — Тиман, Урал и Пай-Xoй — определяют его границу, которая проходит вдоль зоны выклинивания продуктивных девонских отложений на склоне Тимана и вдоль зоны выклинивания каменноугольных и пермских отложений на Урале. На юге бассейн ограничен наиболее приподнятой частью Ксенофонтовского выступа фундамента, на севере он открывается в сторону Ледовитого океана. Погружающийся палеозойский комплекс уходит под дно Баренцева моря.

Тиманский кряж, обрамляющий бассейн с юго-запада, представляет собой древнее сооружение, для которого фиксируются интенсивные складчатые движения на границе протерозойского и палеозойского времени с завершением консолидации сооружения в целом в результате раннепалеозойских движений. К началу девона Тиман уже составлял часть Русской платформы. Позднепалеозойские движения привели к образованию крупных разломов и определили современный структурный план Тимана, являющийся итогом всех происходивших тектонических движений.

Восточное и северо-восточное обрамление бассейна — Урал и Пай-Хой — являются палеозойскими сооружениями, консолидация которых была завершена в конце палеозоя.

Фундамент Тимано-Печорского бассейна разновозрастный, глубина залегания его в разных частях бассейна различна. На наибольших глубинах фундамент залегает на Печорской гряде и в Предуральском прогибе.

Фундамент раннепалеозойской консолидации изучен на Тимане и в прилегающей к нему полосе, где он обнажается на поверхности и вскрыт скважинами. Он сложен здесь кварцитами, сланцами и карбонатными породами, разделенными на четыре свиты, а также изверженными породами как кислого, так и основного состава.

На северо-восточном склоне Тимана и в наиболее погруженной части бассейна развита мощная толща главным образом палеозойских, частично мезозойских и четвертичных образований. Нижнепалеозойский, кембросилурийский комплекс отложений широко развит на всей территории бассейна. В Притиманье он сложен песчано-глинистыми отложениями, белыми, сахаровидными, пестроцветными и глинисто-карбонатными и ангидритовыми в верхней части разреза. Мощность его достигает 100 м в восточных частях бассейна. Терригенная часть, особенно самая нижняя, представленная песчаниками, обладает хорошими коллекторскими свойствами. Нефтегазопроявления неоднократно отмечались в них при бурении на Седь-Иоле, Нижней Омре и на других площадях, В 1960 г. была установлена промышленная нефтеносность верхней карбонатно-доломитовой толщи силурийского возраста на месторождении Западный Тэбук.

Нижне- и среднедевонский, преимущественно терригенный, нефтегазоносный комплекс широко развит. В восточной части бассейна, в Предуральском прогибе он достигает наибольшей мощности — 1100 м — и представлен битуминозными, в верхней части карбонатными породами. На Печорской гряде вскрытая мощность среднего девона равна 800 м. К среднедевонским терригенным отложениям относится ряд горизонтов, содержащих промышленные залежи нефти и газа.

Песчано-алевритовые и алеврито-глинистые породы слагают в Притиманье нижнюю часть франского яруса, а на Печорской гряде частично и низы верхнефранского и нижнефранского подъярусов.

Мощность верхнедевонских отложений в Ухтинском районе равна 1000 м, в южной части западного борта бассейна не превышает 600 м; увеличиваясь на восток, на Печорской гряде она достигает 3000 м. В Западном Приуралье в районе р. Щугор верхнедевонский карбонатный комплекс обладает мощностью 530 м. Продуктивные горизонты верхнедевонского комплекса сложены песчано-алевритовыми породами нижнефранского подъяруса, характеризующимися большой изменчивостью литологического состава, что влияет на характер связанных с ними залежей нефти и газа.

Нижнекаменноугольный терригешшй комплекс содержит залежи нефти Ii газа в районе Джебола на Южном Тимане и в районе Югид на Средней Печоре. При опробовании были получены притоки нефти и газа из ряда скважин, пробуренных на Северной Мылве, Покче и в других районах.

Вышележащий карбонатный комплекс занимает средне- и верхнекаменноугольные отложения, а также сакмарский и артинский ярусы нижней перми. Он сложен карбонатными, местами глинисто-карбонатными породами, мощность которых значительно увеличивается в восточном направлении главным образом за счет сакмарско-артинских отложений и достигает 2500— 3000 м на севере Предуральского прогиба. На различных участках бассейна наблюдаются нефтепроявления главным образом в верхней части комплекса. При бурении отмечалось газирование из артинских отложений и небольшие притоки нефти. Весьма вероятно обнаружение в выступах карбонатной толщи массивных залежей нефти и газа, связанных с трещиноватостью и кавернозностью карбонатных коллекторов.

Верхнепермский терригенный комплекс, сложенный мощной толщей песчано-алеврито-глинистых пород и мергелей, мощность которого достигает 900 м и более в Печорской депрессии, увеличиваясь до нескольких тысяч метров в Предуральском прогибе. Нефтеносность его установлена на юге Печорской впадины (Савиноборская площадь и др.).

Мезозойский комплекс отложений имеет ограниченное распространение на территории бассейна. Он известен в Печорской депрессии и в Предуралье, где представлен предположительно триасовыми пестроцветными породами, а также песчано-глинистыми юрскими и меловыми отложениями. Мощность этих отложений достигает 300 м в Печорской впадине и несколько возрастает в Приуралье.

По структурным особенностям, условиям осадконакопления и нефтегазоносности в Тимано-Печорском бассейне выделяются восемь областей.

I. Притиманская (северо-восточный склон Тимана).

II. Печорской депрессии.

III. Печорской тектонической гряды и Нарьян-Марского поднятия.

IV. Большеземельского свода.

V. Каратамхинской впадины Предпайхойского прогиба.

VI. Косью-Роговекой (Воркутинской) впадины Предуральского прогиба.

VII. Большесынской (Усть-Усинской) впадины Предуральского прогиба.

VIII. Верхне-Печорской (Илычской) впадины Предуральского прогиба.

Притиманская область представляет собой юго-западный пологий борт

бассейна с метаморфическим кварцито-сланцевым фундаментом, осложненным поднятиями, группирующимися в известные и возможные зоны нефтегазонакопления. Как отдельные поднятия, так и зоны, образованные ими, имеют северо-западное простирание, за исключением поперечного Ижма-Сойвинского поднятия. К зонам выклинивания эйфельеких и живетских отложений приурочена соответствующая зона нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Ярегское, Чутинское, Нямедекое, Изкосьгорское, Куш-Коджское, Нибельское.

К Верхнеижемской антиклинальной зоне нефтегазонакопления приурочены месторождения Седь-Иольское и Вой-Вожское.

Поперечному Ижма-Сойвинскому структурному выступу соответствует площадь нефтегазонакопления, связанная с месторождениями Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское.

Здесь продуктивны девонские комплексы. Перспективы могут быть связаны с антиклинальными зонами, аналогичными уже известным в настоящее время, а также с зонами выклинивания эйфельских и главным образом живетских отложений в более северных частях Притиманской области.

Печорская депрессия, расположенная непосредственно к востоку от Притиманской области, значительно погружена относительно последней и относительно Печорской тектонической гряды. Фундамент Печорской впадины бурением еще не вскрыт. Впадина выполнена мощной толщей палеозойских и частично мезозойских пород. Разведанных месторождений нефти и газа здесь пока неизвестно. Промышленные притоки нефти получены из среднедевонского терригенного комплекса на месторождении Западный Тэбук.

Структурным элементом, отчетливо вырисовывающимся даже на мелкомасштабной геологической карте, является крупный Ижма-Печорский свод, в пределах которого в настоящее время известны осложняющие его поднятия — Лелью-Ира-Иольское, Западно-Тэбукское, Тэбукское и др.

Верхне-Печорская (Илычская) впадина представляет собой область глубокого предгорного прогиба, выполненного мощной толщей палеозойских, особенно каменноугольных и пермских отложений. Переход от пологого западного борта бассейна к прогибу уступообразный и флексурообразный. Мощность палеозойских пород, выполняющих бассейн, здесь резко увеличивается. Складки, развитые в этой области, резко выражены и имеют меридиональное простирание.

Джебольское месторождение связано с Верхне-Почорской антиклинальной зоной нефтегазонакопления, в которую входят Джебольское, Тыбьюсское, Правобережное и Мамыльское поднятия. На Джебольском месторождении продуктивен нижнекаменноугольный комплекс. Кроме того, в этой же области перспективной является Худопольско-Войская антиклинальная зона нефтегазонакопления.

Печорская гряда представляет собой крупный вал северо-западного простирания, образующий на севере две расходящиеся ветви. Печорская гряда связана с зоной разломов в фундаменте, фиксируемых геофизическими исследованиями. По облику структурных форм, развитых здесь, по фациальному характеру и мощностям отложений Печорская гряда значительно отличается от описанных выше областей. Она осложнена целым рядом поднятий. С одним из них связано месторождение Югид, где залежи нефти содержатся в терригенных отложениях визе.

Область крупного Большеземельского свода расположена в треугольнике между Печорской грядой, Уралом и Пай-Хоем. Эта область очень слабо изучена в геологическом отношении. Аэромагнитная съемка показала, что магнитное поле здесь резко положительное и значительно отличается от такового в Притиманской части и в Печорской депрессии.

Каратахинская и Воркутинская впадины заполнены породами преимущественно пермского возраста. Пермские отложения имеют здесь наибольшие мощности — до 2500—3000 м (P1) — и обладают промышленной угленосностью. Каратаихинская и Воркутинская впадины являются частями Печорского каменноугольного бассейна.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна