Тимано-печорская нефтегазоносная провинция.

Начиная с 2011 года объем добычи и переработки на шахтах Инты и Воркуты падает. В 2014 году также ожидается падение на уровне 15 % по сравнению с прошлым годом. На шахтах бассейна достаточно высокая производительность труда – превышает среднеотраслевую на 25–30 %. Однако наблюдается тенденция ее падения с 2010 года в Инте и с 2014 года – в Воркуте.

Рынки сбыта

Начиная с 2013 года в угольной промышленности России прослеживаются негативные тенденции, причины которых кроются в падении спроса на уголь на мировых рынках и сокращении спроса на внутреннем рынке. Из-за газификации регионов падают потребности угля в ЖКХ, сокращается потребление угля в черной металлургии, в том числе с учетом внедрения новых технологий производства стали.

Перевозки угля происходят по Северной железной дороге.

Международные

В то же время пока еще растет экспорт угля значительными темпами. В частности, в 2013 году он достиг 140 млн тонн, увеличившись по сравнению с 2012 годом более чем на 8 миллионов. Очевидно, что в условиях сокращения внутреннего спроса на уголь конкуренция между угольными компаниями за рынки сбыта растёт.

Российские

Региональные рынки сбыта коксующихся и энергетических углей Печорского угольного бассейна в основном расположены в макрорегионе, включающем европейскую часть России и Урал. Для вывоза угля из региона используется Северная железная дорога.

Коксующиеся угли Печорского угольного бассейна сегодня поставляются на предприятия концерна «Северсталь-групп».

В частности на Череповецкий металлургический завод, Магнитогорский, Нижнетагильский, Новолипецкий металлургические комбинаты, Ленинградский промышленный узел, в Уральский, Центральный и Центрально-черноземный экономические районы, ОАО «Носта», ОАО «Мечел», Московский коксогазовый завод.

Энергетические угли обеспечивают нужды потребителей агропромышленного комплекса и ЖКХ Республики Коми и других регионов, предприятия целлюлозно-бумажной и лесной промышленности, поставляются на предприятия РАО «ЕЭС России» , РАО «Российские железные дороги». Полностью закрывается потребность Северного экономического района, на 45 % − Северо-Западного района и Калининградской области, на 20 % − Волго-Вятского и Центрально-Черноземного района.

С учетом регионализации рынков сбыта угля для Печорского бассейна более актуальной является задача увеличения потребления угля в Северо-Западном федеральном округе.

Дальнейшие перспективы бассейна

Для устойчивого развития Печорского угольного бассейна и угольной промышленности Республики Коми на длительную перспективу необходима скорейшая подготовка и введение в эксплуатацию новых угольных месторождений и объектов геологического доизучения.

Расходы на совершенствование логистики и перевозку угля по транспортному коридору Кузбасс – Северо-запад потребуют 230 миллиардов рублей. Решение проблемы – более динамичное развитие Печорского угольного бассейна по стоимости перевозки марок энергетического и коксующегося угля.

Воркутинские угольные предприятия движутся в правильном направлении, планомерно сокращают издержки, ведь за последние три года их уголь подешевел на рынке уже на сорок процентов.

Еще один плюс предприятий Коми – модернизация производства, инвестиции в основной капитал постоянно растут, в отличие от других регионов России, и только в прошлом 2013 году составили почти 8 миллиардов рублей.

В планах еще и увеличение объемов добычи, в том числе за счет освоения новых месторождений. Наиболее перспективные в Коми Сырьягинское и Паэмбойское – там намерены добывать остродефицитные марки угля, спрос на которые всегда стабилен, и не только в России.

Состояние экологии

Важнейшим требованием к состоянию и к функционированию угольной промышленности является обеспечение ее экологической безопасности, снижение производственного травматизма и улучшение условий труда. Эти вопросы актуальны как в целом для отрасли, так и для Печорского бассейна, поскольку здесь осуществляется добыча угля на достаточно глубоких шахтах.

На территории Печорского угольного бассейна сложная экологическая ситуация: результатом применения устаревших технологических процессов добычи, переработки и сжигания угля является:

• истощение водных ресурсов бассейна;
• нарушение гидрологического режима поверхностных и подземных вод, ;
• деградация кормовых угодий естественного происхождения;
• комплексное ;
• уменьшение содержание кислорода и увеличение содержания азота и углекислого газа в воздухе;
• появление в атмосфере вредных газы и угольной пыли.

Экологическая опасность сохраняется и после затопления неиспользуемых шахт.

Мероприятия, направленные на стабилизацию экологической ситуации

Для улучшения экологической ситуации в регионе проводятся:

• Комплексные мероприятия по очистке шахтных вод, в том числе использование гидромеханических процессов фильтрования и отстаивания.
• Сокращается потребление питьевой воды и расширяется использование карьерных и шахтных технических и бытовых.
• Шахтный метан используется в качестве химического сырья и топлива, а также для производства электроэнергии.

Охрана труда

Специально созданная правительством России рабочая группа реализует предложения по повышению эффективности государственного регулирования в области промышленной безопасности и охраны труда, по совершенствованию системы медико-социальной профессиональной реабилитации работников и лиц, пострадавших от несчастных случаев и профессиональных заболеваний. В угольной промышленности региона внедряется управление профессиональными рисками с учетом имеющегося опыта.

В целом предусматривается достижение к 2030 году уровня развитых стран в обеспечении промышленной безопасности, отказ от потенциально опасных технологий добычи угля.

Cтраница 1

Тимано-Печорский бассейн расположен на территории Коми АССР и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Естественными границами бассейна являются на востоке хр.  

Тимано-Печорскому бассейну свойственна как нормальная, так и инверсионная гидрохимическая зональность.  

Тимано-Печорском бассейне и преимущественно широтное в более южных бассейнах.  

Промышленная нефтеносность Тимано-Печорского бассейна была установлена с открытием в 1930 г. нефтяного месторождения на Чибь-юской площади.  

Промышленная нефтегазоносность Тимано-Печорского бассейна установлена в широком диапазоне палеозойских отложений.  

Оценивая топливно-энергетическую базу Тимано-Печорского бассейна в целом, необходимо отметить ее важное преимущество - сравнительную близость к топливо-дефицитным районам Центра, Северо-Запада и Прибалтики.  

Геологоразведочные работы в Тимано-Печорском бассейне направлены в основном на север, где с начала девятой пятилетки было открыто пять нефтегазовых месторождений: Василковское, Лаявожское, Макарихинское, Салюкинское, Ярейюское. Последнее является самым северным в Европе.  

Самой верхней продуктивной толщей разреза Тимано-Печорского бассейна являются терригенные отложения верхней перми, которые на глубинах 600 - 800 м содержат небольшие залежи нефти на некоторых месторождениях Ижма-Печорской впадины.  

Южным континентальным продолжением Баренцевоморского бассейна служит Тимано-Печорский бассейн, отделенный от первого широтной зоной разломов. В ряде отношений он отличается от Баренцевоморского. Фундамент этого бассейна тоже докембрийский, но более молодой - верхнепротерозойский; чехол начинается отложениями верхов кембрия-ордовика и включает в основном палеозойские отложения, которые и являются нефтегазоносными, в особенности верхний девон и нижний карбон. Мезозой пользуется незначительным распространением и залежи углеводородов в нем присутствуют лишь на севере, в триасе на о-ве Колгуев. С юго-запада Тимано-Печорский бассейн ограничен Тиманс-кой грядой, юго-восточным концом примыкающей к Уралу. Она отделяет этот бассейн от следующего к югу - Волго-Уральского.  

Подготовлена и начала выполняться комплексная программа развития Тимано-Печорского бассейна. ЛУКОЙЛ готов вложить в этот регион более 130 млрд рублей. Масштабные инвестиции способны в корне изменить к лучшему социально-экономическую обстановку в указанных регионах страны.  

Наименьшие величины О од отмечаются для ВРОВ отложений палеозоя Тимано-Печорского бассейна и карбона Урало-Поволжья.  

Нефтеносные образования выявлены в системе Камско-Кинель - ских прогибов, Тимано-Печорском бассейне и других районах СССР.  

Из приведенных материалов видно, что основные районы массового бурения (Западная Сибирь, Тимано-Печорский бассейн, районы Татарии и Башкирии) относятся к группам высокого риска загрязнения объектов природной среды. Поэтому для них вопросы защиты окружающей среды при бурении должны стать предметом особой заботы и внимания. Таким образом, приведенные материалы представляют собой основу экологического нормирования природоохранных мероприятий для различных природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин. При этом основу принципа нормирования ПОМ составляет принцип сохранения нормативного качества природной среды при воздействии на нее техногенного фактора. Нормативное качество природной среды количественно оценивается системой показателей, характерных для каждого компонента объекта окружающей среды. Причем такие показатели должны отражать как химический состав природного объекта, так и его физико-механические характеристики.  

Крупными регионами России, где осуществляется строительство кустовых наклонно направленных скважин, являются также Тимано-Печорский бассейн и Среднее Поволжье.  

Волга-Уральский бассейн выполнен толщей морских отложений девона-перми и его нефтегазоносность связана, как и в Тимано-Печорском бассейне, в основном с верхнедевонско-нижнекаменноугольными образованиями. Фундамент этого бассейна наиболее древний - он сложен глубокометаморфизованными породами и гранитами раннедокембрийского, в основном архейского, возраста. На юге по системе широтных дислокаций он непосредственно граничит с Прикаспийским бассейном.  

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн молодой платформы

Терригенно-карбонатная формация триаса, развитая в западной части Восточно-Кубанского суббассейна и на большей части Западно-Кубанского, характеризуется преимущественно сапропелево-гумусовым типом ОВ. Степень катагенеза ОВ МК1(Д) и палеотемпература 50-60°С, соответствующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения пород не менее 1,4-1,6 км, т.е. со второй половины ранней юры, и прежде всего в зонах наибольших скоростей прогибания (до 60-70 м/млн. лет): в западном секторе Восточно-Кубанской впадины (ВКВ) и южном секторе Западно-Кубанского прогиба (ЗКП).

Как показывают палеотектонические реконструкции, продолжительность пребывания триасовых пород в главной зоне нефтегенерации, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпературой 160-165°С, составляет 30-40 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Восточно-Кубанского суббассейна было генерировано 60,7 млрд. т нефти. Близкие условия нефтеобразования предполагаются в Западно-Кубанском суббасейне, где в течение аналогичного этапа генерировано 32,5 млрд. т нефти.

Начиная с раннего мела при уровне МК4 и до современной стадии катагенетического преобразования ОВ – АК1 и АК2, отмеченные нефтегазоносные суббассейны развивались как газоносные, что в соответствии с принятой схемой вертикальной зональности нефтегазообразования отвечает главной фазе генерации газа. На протяжении отмеченных стадий преобразования органического вещества нефтематеринскими осадками триасовой формации генерировано углеводородного газа в пределах ВКВ 73,6 трлн. м3, ЗКП – 52,6 трлн. м3. Завершение начальной фазы газообразования в Восточно-Кубанском и Западно-Кубанском суббассейнах сопровождалось активной эмиграцией седиментационных вод. В течение главной фазы нефтегенерации к концу поздней юры из глинистых пород было отжато максимальное количество последних – 6100 млрд. т в ВКВ и 3600 млрд. т в ЗКП. Это обеспечило оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы формации.

В Северо-Кубанском суббассейне (рис. 50) при гумусовом типе ОВ в породах генерация нефти практически не происходила. Термобарические условия ГФН со степенью катагенеза МК1 наступили лишь к концу мелового времени, когда почти полностью завершился процесс эмиграции из глин седиментационных поровых вод. Последующая эволюция суббассейна с ростом степени катагенеза вплоть до современной (АК1) протекала при доминирующем влиянии процессов газогенерации, в результате которых генерировано 21 трлн. м3 углеводородного газа.

На рис. 51 представлена карта перспектив нефтегазоносности триасовых отложений на тектонодинамической генетической основе, где: 1 – области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (суббассейн), включая Адыгейский выступ, со средней скоростью седиментации 35 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанский прогиб (суббассейн) со скоростью седиментации 30 м/млн. лет; 2 – масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях триаса; в знаменателе – количество нефти и газа в зонах нефтегазонакопления; 3 – районирование триасовых отложений по перспективам нефтегазоносности на динамотектонической основе: ВП – высокоперспективная зона на нефть и газ (Челбасско-Некрасовская – в основном на газ); МП – малоперспективные зоны: южная – в области развития рифовых фаций на северном склоне Кавказа (СЗК) и смежной части Западно-Кубанского прогиба и северная Ирклиевско-Ладовская (ИЛ) – в области развития трещинно-поровых коллекторов в среднем триасе и карбонатных – в нижнем; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная зона; 4 – зоны, перспективные на нефть и газ: а – более достоверные, б – менее достоверные; 5 – перспективные на газ: промышленные притоки газа (а), нефтепроявления (б), газопроявления (в); 7 – границы распространения отложений триаса в пределах основных геоструктурных зон, установленные и предполагаемые; 8 – западная граница зоны с возможным локальным развитием триасовых рифогенных отложений; 9 – предполагаемые зоны локальных поднятий: более достоверные (а), менее достоверные (б); 10 – границы между основными тектоническими зонами (разрывные); 11 – зоны тектонического экранирования, наиболее благоприятные для формирования ловушек и залежей и поисково-разведочных работ; глубина залегания перспективных горизонтов, м; 12 – прогнозируемые антиклинальные зоны в триасе; 13 – локальные складки: а – на дневной поверхности (СЗК), б – предполагаемые в «закрытой части» региона; 14 – изогипсы кровли фундамента, м; 15 –

Для триасовых формаций трех суббассейнов в прогнозируемых зонах преимущественного нефтенакопления и газонакопления определены следующие масштабы аккумуляции УВ (рис. 51): в Восточно-Кубанском суббассейне – нефти 121 млн. т, газа 397 млрд. м3, в Западно-Кубанском – нефти 117 млн. т, газа 379 млрд. м3 и Северо-Кубанском – газа 427 млрд. м3. Основные методические принципы и расчетные параметры рассмотрены на примере триасового НГК, результаты оценки по каждому суббассейну также приведены на карте (рис. 51).

Нефтегазоматеринские осадки нижней юры, как показывают расчеты и построения, характеризуясь на большей части осадочно-породного бассейна сапропелево-гумусовым ОВ, достигают к началу поздней юры при глубине погружения 1,5-1,6 км термобарических условий ГФН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 50-55°С). Глинистые отложения средней юры при сапропелевом и реже смешанном типе ОВ в поздней юре входят в главную зону нефтеобразования: в Восточно-Кубанском суббассейне с глубины 1,5-1,8 км, в Западно-Кубанском – 1,7-1,8 км (палеотемпература 55-60°С). Скорости погружения осадков до 50 м/млн. лет определяют размещение основных очагов нефте- и газогенерации на большей части Восточно-Кубанского и в южном секторе – Западно-Кубанского суббассейнов.

В конце мелового времени к моменту завершения ГФН (градация МК4, критическая температура для жидкой фазы УВ 160-165°С) ареал нижнеюрского очага нефтегенерации достигает на севере Чамлыкской площади. В среднеюрской формации в Восточно-Кубанском и, по-видимому, в Западно-Кубанском суббассейнах нефтеобразование продолжалось до конца палеоценового времени при тех же критических термобарических условиях с расширением ареала очага генерации вслед за зоной увеличенных скоростей прогибания к северу до Кошехабльской и Абхазской площадей. Процессы нефтенакопления завершились для нижнеюрских отложений в раннем мелу, а среднеюрских – к палеогену, когда из уплотняющихся глинистых пород были отжаты основные объёмы поровых седиментационных вод: соответственно более 4000 и 2000 млрд. т в ВКВ и более 7000 и 3000 млрд. т – в ЗКП.

Важнейшие расчетные параметры для оценки масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов углеводородов в отложениях нижней и средней юры приведены для суббассейнов на карте (рис. 52).

В течение ГФН нефтематеринскими осадками нижней и средней юры генерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 41 и 27 млрд. т, в Западно-Кубанском – 88 и 55 млрд. т. С завершением ГФН и вступлением отложений в процессе литогенеза в ГЗГ начался газовый этап эволюции суббассейнов (от степени катагенеза МК4 до МК5 – АК1), продолжавшийся в течение неогенового времени. На протяжении ГФН и ГФГ глинистыми породами нижнесреднеюрской формации было генерировано углеводородного газа в ВКВ 37,5 трлн. м3 в нижней юре и 17 трлн. м3 – в средней, в ЗКП – соответственно, 99,5 и 44,8 трлн. м3.

Более высокий темп погружения отложений в южной части Восточно-Кубанского и Западно-Кубанского суббассейнов обусловил более раннее вступление нефтегазоматеринских пород в ГЗН и активную генерацию нефти. Очаги нефтегазогенерации и нефтегазонакопления, таким образом, и здесь связаны с зонами наибольших скоростей и амплитуд прогибания в ранней и средней юре. Максимальные градиенты геостатических давлений отмечаются по западному и южному бортам ВКВ и вдоль южного крыла Шапсуго-Апшеронского вала в ЗКП, что определяет положение основных путей миграции углеводородных флюидов. Наличие мощных песчаных литофаций и зон развития трещиноватости на ряде месторождений и площадей (Юбилейном, Майкопском, Баракаевском, Удобненской, Восточно-Кубанской и др.) делает обоснованными расчеты, свидетельствующие о максимальных масштабах накопления нефти и газа.

Исходя из принятых выше геологических аналогий с учётом фактических данных о нефтегазоносности синхроничных формаций, принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции: нефти – от 0,001 до 0,035 и газа – 0,8-0,9 для ВКВ и, соответственно, от 0,0005 до 0,02 и 0,8-0,95 для – ЗКП. Коэффициенты аккумуляции для тех же суббассейнов принимаются соответственно: от 0,01 до 0,12 и 0,006-0,008 для ВКВ; от 0,01 до 0,07 и 0,006-0,008 – для ЗКП.

На карте перспектив нефтегазоносности отложений нижней юры на тектонодинамической генетической основе (рис. 62) представлены результаты расчета масштабов генерации, аккумуляции УВ, т.е. данные для расчета начальных потенциальных ресурсов нефти и газа:

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 35 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3), аккумулированное в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование нижнеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической генетической основе: ВП – высокоперспективная, преимущественно на газ, Спокойненская зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 26 до 75%; П – перспективная на нефть и газ зона с ловушками тектонически экранированного, структурного и литологического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 10 до 25%; МП – менее перспективная на газ зона с предполагаемыми ловушками литолого-стратиграфического типа в выклинивающихся базальных песчаниках нижней юры с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%; МП – малоперспективная на газ зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов ≤10%; НУ – зона неустановленной перспективности;
4. региональные зоны литологического выклинивания песчаников нижней юры;
5. газоконденсатные месторождения и залежи;
6. интенсивные газопроявления в скважинах;
7. предполагаемая зона нефтегазонакопления с ловушками тектонически-экранированного типа;
8. прогнозируемые зоны нефтегазонакопления с предполагаемыми ловушками литологического и стратиграфического типов;
9. участки зон нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей (а – в структурных и тектонически-экранированных ловушках, б – в литолого-стратиграфических ловушках) и постановки поисково-разведочных работ с глубиной залегания перспективных горизонтов, м;
10. изогипсы кровли фундамента, м; 12 – первоочередные объекты для бурения.

На рис. 53 представлена карта перспектив нефтегазоносности отложений средней юры на тектонодинамической и генетической основе, где:

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 40 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях средней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование среднеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической генетической основе: П – перспективные на нефть и газ зоны: Спокойненская (СП), Шапсуго-Апшеронская (ША) и Кошехабльская (К) с ловушками тектонически-экранированного, структурного и литологического типов, а также на газ – зоны литологического выклинивания с коэффициентом сохранения поровых коллекторов 10-30%; МП – малоперспективная на газ зона с ловушками структурного и литологического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов ≤10%; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная для поисков нефти и газа зона северного склона Кавказа (СЗК);
4. зоны выклинивания песчаников средней юры с литологическими и тектонически-экранированными ловушками;
5. региональная зона литологического выклинивания песчаников средней юры;
6. непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);
7. участки гидродинамической связи песчаных горизонтов средней юры с базальными горизонтами нижнего мела или зоной инфильтрации атмосферных вод;
8. зоны нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей литологического (а), структурно-литологического (б) типов и постановки поисковоразведочных работ, глубина залегания перспективных горизонтов, м;
9. границы геоструктурных зон; 12 – изогипсы поверхности фундамента, м; 13 – первоочередные объекты для бурения.

Для формаций нижней и средней юры трех суббассейнов при прогнозируемых объемах и распространении пород-коллекторов в зонах нефтегазонакопления масштабы накопления УВ составляют: в Восточно-Кубанском суббассейне – нефти 196 млн. т, газа 325 млрд. м3; в Западно-Кубанском суббассейне – нефти 118 млн. т, газа 860 млрд. м3, в Северо-Кубанском – газа 214 млрд. м3.
Таким образом, в течение юрского времени эволюция нефтегазоносного бассейна происходила при определяющем влиянии процессов прогрессивного катагенеза органического вещества и активного нефтегазообразования.

Нефтематеринские осадки келловея, характеризуясь сапропелевогумусовым типом ОВ, достигают на участках интенсивного прогибания суббассейнов к началу раннего мела термобарических параметров ГФН (палеотемпература 50-60°С, уровень катагенеза МК1). При скоростях более 50 м/млн. лет глубина погружения пород формации в южном секторе ВКВ и ЗКП в меловое время, равная 1,8-2,0 км, обеспечивает уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН.

К моменту выхода отложений из главной зоны нефтеобразования в раннем неогене ареал области нефтегенерации, расширяясь в направлении «миграции» зон максимальных скоростей, в Восточно-Кубанском суббассейне достиг на севере Кошехабльской площади, а в Западно-Кубанском – Арешкинской. В майкопское время осадки терригенно-карбонатной формации келловея и карбонатной – оксфорда вышли из ГЗН (МК3) и вошли в термобарические условия главной фазы газообразования. Катагенетическая эволюция нефтегазоносного бассейна со стадии катагенеза MK4 продолжалась в направлении газогенерации вплоть до современного уровня (МК5).

За период пребывания глинистых пород келловея и оксфорда в ГЗН было генерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 28 млрд. т, в ЗападноКубанском − 22 млрд. т, масштабы образования газа в течение ГФН и ГЗН составили 21 трлн. м3 в ВКВ и 15 трлн. м3 – в ЗКП. В северной части каждого суббасейна отложения на всех стадиях катагенетического преобразования испытывали
погружение со скоростями не более 20-25 м/млн. лет, что не обеспечило необходимых амплитуд прогибания и привело к существенной задержке ГФН (почти до верхнего палеогена) и активному газообразованию. В центральной части суббассейнов ГФН к этому времени завершилась с отжатием последних объемов поровых седиментационных вод. Северные зоны суббасейнов, таким образом, на протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории представляли зоны преимущественно газогенерации и газонакопления.

Основными очагами нефтегазогенерации в формациях верхней юры, связанными генетически с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания, являются овалы прогибания в южной части ВКВ и ЗКП. Широкое развитие здесь песчаных литофаций и трещиноватости способствовало образованию зон нефтегазонакопления и максимальной концентрации в них ресурсов как нефти, так и газа.

С использованием указанных соотношений принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции для расчета масштабов нефтегазонакопления в формациях верхней юры. Коэффициенты эмиграции для Восточно-Кубанского суббассейна: нефти – 0,03 (на этапе ГФН), газа – 0,8-0,9; для Западно-Кубанского: нефти – 0,02, газа – 0,85-0,95; коэффициенты аккумуляции: нефти – 0,12 для обоих суббассейнов (на этапе ГФН) и газа – от 0,006 до 0,01.

Масштабы нефтенакопления в пределах ВКВ определяются в 102 млн. т, в ЗКП − в 52 млн. т; масштабы газонакопления в течение ГФН и ГФГ составляют в ВКВ 150 млрд. м3, в ЗКП − 141 млрд. м3. На локальных участках северной части бассейна генерировано газа 4,5 млрд. м3. Следовательно, как и на среднеюрском этапе, важнейшей особенностью эволюции НГБ являлись интенсивное катагенное преобразование сапропелевого ОВ пород келловея-оксфорда и активная нефтегенерация, что видно из карты перспектив нефтегазоносности верхнеюрских отложений.

На рис. 54 приведена карта перспектив нефтегазоносности отложений верхней юры (на тектонодинамической и генетической основе), где

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 35-40 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская
   со средней скоростью седиментации 25 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления (в зонах нефтегазонакопления): в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях верхней юры; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование верхнеюрских отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и генетической основе: ВП – высокоперспективная на нефть и газ Кошехабльско-Юбилейная зона с коэффициентом сохранения коллекторов от 15 до 40%; П –перспективные на нефть – Баракаевская (БР), на нефть и газ – СпокойненскоВознесенская (СВ), Шапсуго-Апшеронская (ША) зоны нефтегазонакопления и газ – Южно-Советско-Соколовская зона с коэффициентом сохранения коллекторов от 5 до 15%; мП – менее перспективная на газ Западно-Кубанская зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 5 до 15%; МП – малоперспективные зоны на газ со структурными и литологическими ловушками с коэффициентом сохранения поровых коллекторов менее 5%; НУ – зона неустановленной перспективности; БП – бесперспективная зона северного склона Кавказа (СЗК);
4. зоны выклинивания песчаников келловея и литологических ловушек;
5. предполагаемые нефтяные (а) и газовые (б) залежи в песчаниках келловея и известняках оксфорда;
6. непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);
7. участки зон нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей и постановки поисково-разведочных работ, максимальная глубина залегания перспективных горизонтов, м;
8. границы геоструктурных зон;
9. первоочередные объекты для бурения.

Глинистые осадки терригенной формации нижнего мела, характеризуясь преимущественно гумусовым, а в Западно-Кубанском суббассейне – гумусовосапропелевым типом ОВ, достигают в раннем миоцене на южном участке активного прогибания в ЗКП термобарических условий ГФН (палеотемпература 50-55°С, МК1). При скорости погружения около 60 м/млн. лет уже в конце мела глубина залегания нефтегазоматеринской толщи, равная 1,3-1,5 км, обеспечивала степень катагенеза MK1, отвечающую ГЗН. В Восточно-Кубанском суббассейне при гумусовом, реже смешаном, фациально-генетическом типе ОВ и темпе прогибания до 30 м/млн. лет условия ГФН хотя и достигались, но активной генерации нефти не было.

Характерной особенностью эволюции Восточно-Кубанского и Северо-Кубанского суббассейнов являлись интенсивная гидрослюдизация в процессе литогенеза и преобладание гумусового ОВ в интервале катагенеза ПК3 – МК3 с генерацией значительного количества углеводородного газа. Эволюция Западно-Кубанского суббассейна по выходе отложений из ГЗН продолжалась в направлении генерации газа.

В Западно-Кубанском суббассейне в период пребывания нефтегазоматеринских пород нижнемеловой формации в ГЗН было генерировано нефти 31 млрд. т, газа (до современного уровня катагенеза – MK4-МК5) – 34 трлн. м3. С периодом завершения ГФН в южном секторе суббассейна в среднем миоцене совпадает отжатие основных объемов поровых седиментационных вод − 6700 млрд. т. Это создало необходимые условия для активного газонефтенакопления в меловых формациях. В Восточно-Кубанском суббассейне в близком режиме катагенеза было генерировано 0,6 млрд. т нефти и 4,2 трлн. м3 газа. Основные очаги нефтегазогенерации прогнозируются на участках с максимальными скоростями и амплитудой прогибания. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давлений отмечаются в южном секторе ЗКП по южному крылу Шапсуго-Апшеронского вала и вдоль смежного южного борта прогиба, а также по западному борту ВКП. В этих районах предполагаются и главные направления миграции жидких и газообразных углеводородов. Вполне обоснованно рассматривать овалы наиболее интенсивного прогибания в качестве очагов максимального нефтегазообразования.

Для расчета масштабов нефтегазонакопления в меловых формациях Западно-Кубанского, Восточно-Кубанского и Северного суббассейнов принимаются следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции. Для Западно-Кубанского суббассейна коэффициент эмиграции: нефти – 0,02, газа –
0,9-0,95; аккумуляции нефти – 0,07 (для условий ГФН), газа – 0,006-0,008. Для Восточно-Кубанского коэффициент эмиграции нефти – 0,0005, газа – 0,95; аккумуляции нефти – 0,007, газа – 0,1. В Северном суббассейне происходила генерация только газа, коэффициент эмиграции газа составлял 0,95, а аккумуляции – 0,08. На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции, прогнозирумых объемов и распространения коллекторов терригенной формации масштабы накопления УВ определяются в пределах Восточно-Кубанского суббассейна в 0,02 млн. т нефти и 399 млрд. м3 газа; в Западно-Кубанском суббассейне − 19 млн. т нефти и 260 млрд. м3 газа. Эти данные отражены на карте перспектив нефтегазоносности нижнемеловых отложений (рис. 55), где

1. области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 25-30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 15 м/млн. лет;
2. масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижнего мела; в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зонах нефтегазонакопления;
3. районирование нижнемеловых отложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и генетической основе: ВП – высокоперспективные на нефть и газ Хадыженская зона (ХД) с коэффициентом сохранения поровых коллекторов свыше 50% и прогнозируемая Северо-Таманская зона (СТ); П – перспективные на газ ЛадожскоНекрасовская (ЛН), Заречно-Шунтукская (ЗШ), Ачуевско-Чебургольская (АЧ) зоны с коэффициентами сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%; МП – малоперспективные зоны газонакопления в условиях структурных и литологических ловушек с коэффициентом сохранения поровых коллекторов менее 25%; НУ – зоны неустановленной перспективности; БП – бесперспективная территория;
4. зоны выклинивания горизонтов и мощных пачек песчано-алевритовых пород;
5. газонефтяные (а) и газоконденсатные (б) залежи;
6. непромышленные притоки нефти (а), газа (б);
7. интенсивные нефтепроявления (а) и газопроявления (б) в скважинах;
8. участки зон выклинивания с предполагаемыми ловушками литологического и структурно-литологического типов;
9. участки зон газонефтенакопления и газонакопления, наиболее перспективные для формирования литологических (а), структурных (б) залежей и поисково-разведочного бурения; максимальная глубина залегания перспективных горизонтов, м;
10. границы геоструктурных зон;
11. изогипсы подошвы нижнемеловых отложений;
12. первоочередные объекты для бурения.

Процесс эволюции нефтегазоносного бассейна на нижнемеловом этапе характеризуется интенсивным катагенетическим преобразованием ОВ и достижением на участке наиболее интенсивного прогибания в южном секторе ЗКП условий ГЗН. Эволюция Восточно-Кубанского и Северо-Кубанского суббассейнов при доминирующем гумусовом типе ОВ в осадках происходила в направлении интенсивного катагенного преобразования ОВ от градации МК1 до современной (МК4-МК5), сопровождающейся активной генерацией газа. Этому способствовали процессы гидрослюдизации в глинах.

Таким образом, в эволюции Азово-Кубанского осадочно-породного бассейна с превращением в нефтегазоносный четко выделяются три этапа. Начальный этап относительно слабого катагенетического изменения пород и ОВ (до градации МК1), отвечающий первой фазе газообразования и интенсивного обезвоживания толщи; второй этап – более интенсивного катагенеза (от МК1 до МК3) и широкого развития процессов монтмориллонитизации, активного нефтеобразования в толщах с сапропелевым и смешанным ОВ и почти полной эмиграции из глин поровых вод. Третий этап – наиболее интенсивного катагенетического изменения пород (от МК4 до МК5 и выше), гидрослюдизации глинистых минералов и вступления нефтегазоматеринских отложений в главную зону генерации газа.

Как показывает сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности, из мезозойский формаций максимальные масштабы генерации нефти характерны для юрских терригенных формаций Западно-Кубанского и Восточно-Кубанского суббассейнов. Триасовые и нижнемеловые формации отличаются, соответственно, меньшими продуцирующими возможностями, хотя масштабы образования жидких углеводородов в них превышают первые десятки миллиардов тонн. Наибольшие масштабы генерации газа свойственны нижне-среднеюрским терригенным формациям ЗКП, триасовым формациям ЗКП и ВКВ, нижне-среднеюрским ВКВ и нижнемеловым ЗКП. По плотностям генерации нефти доминирующее положение занимают юрские формации ЗКП и ВКВ и нижнемеловые ЗКП. По величине удельных запасов газа в порядке уменьшения следуют нижне-среднеюрский комплекс ЗКП и ВКВ, триасовый и нижнемеловой комплексы ЗКП, триасовый Восточно-Кубанского суббассейна.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн древней платформы

Расчет ресурсов нефти и газа выполнялся на примере Верхнепечорского суббассейна и дополнялся данными по Тимано-Печорскому НГБ. Палеозойские формации Верхнепечорского суббассейна характеризуются следующими геолого-генетическими данными. Терригенно-карбонатные отложения ордовикско-нижнедевонского комплекса с преимущественно сапропелевым ОВ к началу турнейского века имели степень катагенеза ОВ МК1 (уровень углефикации «Д») и палеотемпературу 50-60°С, соответствующую началу ГЗН при глубине погружения пород не менее 1,6-1,7 км. Как показывают построения, продолжительность пребывания ордовикско-нижнедевонских пород в условиях ГЗН в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической температурой 160-165°С составляет 40-50 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Верхнепечорского суббассейна генерировано 131,2 млрд.т нефти, что видно из карты перспектив нефтегазоносности (рис. 56). Ордовиксконижнедевонским комплексом Тимано-Печорского НГБ произведено за тот же период 3442,9 мрд. т нефти.

На рис. 56 обозначено: А – Денисовская впадина со смежной зоной Арктического шельфа, Б – Верхнепечорская впадина с Западно-Уральским складчато-надвиговым поясом, В – Среднепечорское поднятие и Большесынинская впадина, Г –принадвиговая зона Косью-Роговской впадины, Д – Хорейверская впадина, Колвинский мегавал со смежной зоной арктического шельфа, Ж – Ижма-Печорская впадина, Е – Печоро-Кожвинский мегавал и смежная зона Болыпесынинской впадины; основные нефтегазоносные области (НГО); I – Тиманская, II – Ижма-Печорская, III – Печоро-Колвинская, IV – Хорейверская, IVa – Варандей-Адзьвинская, V – Северо-Предуралъская; основные нефтегазовые месторождения:

1. Курьинское ГК,
2. Рассохинское ГК,
3. Верхне-Омринское Н,
4. Нижне-Омринское ГН,
5. Седьельское ГН,
6. Северо-Седьельское Г,
7. Ярегское Н,
8. Войвожское НГ,
9. Джьерское Н,
10. Ваньюское Н,
11. Лемьюское Н,
12. Мичаюское Н,
13. Пашнинское ГКН,
14. Вуктыльское ГК,
15. Югид-Вуктыльское Г,
16. Зап.-Соплеское ГК,
17. Югидское ГКН,
18. Кыртаельское ГКН,
19. Лиственичное Н,
20. Сев. Лиственичное Н,
21. Аранецкое Г,
22. Печорогородское ГК,
23. Печорокожвинское ПС,
24. Верхне-Грубешорское Н,
25. Пашшорское Н,
26. Командиршорское Н,
27. Шапкинское Н,
28. Ванейвиское ГН,
29. Ваcилковокое ГК,
30. Лаявожское НГК,
31. Северо-Командиршорское ГН,
32. Верхнеамдермаельское ГК,
33. Усинское Н,
34. Возейское Н,
35. Харьягинское Н,
36. Ярейюское ГКН,
37. Хыльчуюское ГКН,
38. Северо-Хоседаюское Н,
39. Макарихинское Н,
40. Сев. Баганское Н,
41. Центрально-Сынинское Н,
42. Хосолтинское Н,
43. Седьягинское Н,
44. Наульское Н,
45. Ю.-Торавейское Н,
46. Торавейское Н,
47. Варандейское Н,
48. Сарембойское Н,
49. Хасырейское Н,
50. Интинское ГК,
51. Кожимское ГК,
52. Падимейское ГН,
53. Поморское ГК,
54. Северо-Гуляевское НГК,
55. Приразломное Н.

На этапе протокатагенеза (до конца верхнего девона) Верхнепечорский суббассейн развивался как газоносный. Аналогичным, но более интенсивным, было его развитие, начиная с позднеартинского времени, когда при уровне катагенеза МК4 нефтегазоматеринские отложения достигли главной зоны газообразования. Генерация газа продолжалась вплоть до современной стадии катагенетического преобразования ОВ – АК1 и АК2. На протяжении отмеченных стадий эволюции суббассейна нефтематеринскими осадками комплекса генерировано 143,1 трлн. м3 углеводородного газа, в Тимано-Печорском бассейне в целом за тот же период образовано 1158,4 трлн. м3 газа.

Соответственно в принятом для современного этапа объеме породколлекторов 7270 км3 масштабы аккумуляции составили: нефти – 262,4 млн. т и газа – 2575,8 млрд. м3, а для ТП НГБ – 11782,8 млн. м3.

Нефтегазоматеринские осадки среднего девона, характеризуясь на большей части Верхнепечорского суббассейна гумусово-сапропелевым типом ОВ, достигают к началу ранневизейского времени (при глубине погружения 1,6-1,8 км) термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 55-60°С). Продолжительность пребывания среднедевонских нефтегазоматеринских пород в условиях ГЗН – около 50 млн. лет. Как газоносный, по среднедевонскому комплексу суббассейн развивался, начиная с позднеартинского времени (от степени катагенеза МК4 до МК5-АК1), количество генерированных газообразных углеводородов составило 24,9 трлн. м3 (рис. 57), а для бассейна в целом при близких условиях – 216,7 трлн. м3. Масштабы накопления нефти НМ породами комплекса рассчитаны в объеме 38,6 млн. т, а газа – 448,2 млрд. м3, в ТП НГБ – 2537,6 млн. т и 1594,1 мрд. м3. Объемы эмиграции элизионных вод в количестве менее 2000 км3 на этапе протокатагенеза и за геологическую историю – 5518 км3 обеспечивали (даже с учетом 50-75% рассеивания УВ) формирование залежей в коллекторах комплекса.

Карбонатные и глинисто-карбонатные осадки верхнего девона-турне, характеризуясь в основном сапропелевым типом ОВ, достигли в центральной наиболее активно прогибающейся части суббасейна к началу среднего карбона термобарических параметров ГЗН. При скоростях прогибания до 50 м/млн. лет глубина погружения пород комплекса в среднекарбоновое время, равная 1,8-2,0 км, обеспечивала уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН. К моменту выхода отложений из ГЗН в начале поздней перми при палеотемпературе 160-165°С ареал нефтегенерации достиг внешней зоны западного борта ВПВ. В конце верхнепермского времени нефтематеринские карбонатные осадки комплекса вышли из ГЗН и вошли в термобарические условия ГЗГ, которые сохраняются вплоть до современной эпохи.

За период пребывания пород в ГЗГ генерировано нефти в суббассейне 31,5 млрд. т; масштабы образования газа в течение ГФН и ГФГ составили 15,6 трлн. м3, а в бассейне в целом – 2398,5 млрд. т и 780,5 трлн. м3. Основными очагами нефтегазогенерации в девонском комплексе, генетически связанными с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания (до 70-80 м/млн. лет и более, от 1,3 до 2,0 км за геологический век), являются овалы прогибания в северной и западной частях ВПВ. Для ТП НГБ региональным очагом генерации служил Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктическом шельфе. Масштабы нефтенакопления в верхнедевонско-турнейском компексе суббассейна – 113,4 млн. т; масштабы газонакопления в течение НФГ и ГФГ составили 280,8 млрд. м3, те же значения по бассейну составили 6696,8 млн. т и 4014,3 млрд. м3. Реальность формирования нефтяных и газовых залежей в современных объемах пород-коллекторов комплекса в ВПВ – 2800 км3 – подтверждается крупными масштабами эмиграции седиментационных вод, достигающими в пределах впадины 5966 км3.

Терригенно-карбонатные и карбонатные нефтематеринские осадки комплексов Верхнепечорского суббассейна, характеризуясь преимущественно сапропелевым типом ОВ, достигают в верхнеартинское время термобарических условий ГЗН (палеотемпература 60-65°С МК1). При скоростях погружения от 50 до 70 м/млн. лет к отмеченному времени глубина залегания нефтематеринских пород, равная 1,3-1,6 км, обеспечивала степень катагенеза органического вещества МК1. Активная генерация нефти продолжалась в течение 40-45 млн. лет вплоть до раннего триаса, когда отложения комплекса вошли в главную зону газообразования. С периодом завершения ГФН в раннем триасе, как и для бассейна в целом, совпадают отжатие и эмиграция из толщи основных объемов поровых седиментационных вод – около 2000 км3 при объемах пород-коллекторов в суббассейне 2770 км3.

За период пребывания НМ пород верхнедевонско-турнейского комплекса в ГЗН было генерировано нефти 41,9 млрд. т, а за время нахождения этих пород в условиях ГЗГ (с триаса) образовано 34,4 трлн. м3 углеводородного газа. Основные очаги генерации нефти и газа прогнозируются на участках с максимальными скоростями (70-90 м/млн. лет) и амплитудами прогибания более 0,5 км за геологический век. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давлений отмечаются в центральной и южной частях Верхнепечорского суббассейна. Масштабы накопления нефти при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составляют здесь 146,6 млн. т. Масштабы аккумуляции газа в комплексе равны 309,6 млрд. м3. Оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы комплекса обеспечивались значительными объемами эмиграции элизионных вод – 2432 км3. С анологичными тектонодинамическими условиями региональными очагами генерации УВ для областей нефтегазонакопления Тимано-Печорского осадочного бассейна являются Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктическом шельфе и Уральский геосинклинальный.

Преимущественно терригенные НМ породы нижне-средневизейского комплекса характеризуются гумусово-сапропелевым типом ОВ. Степень катагенеза ОВ – МК1 (при степени углефикации Д) и палеотемпература 55-60°С, соответствующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения отложений не менее 1,6-1,8 км, т.е. в начале поздней перми. Продолжительность пребывания пород в условиях ГЗН, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпературой порядка 160°С, составляет около 45 млн. лет. За это время нефтегазоматеринскими осадками комплекса генерировано 5,5 млрд. т нефти, а в условиях пребывания НМ пород в главной зоне газообразования (с градацией катагенеза МК4) количество газообразных углеводородов составило 4,0 трлн. м3.

Масштабы аккумуляции нефти и газа в комплексе при прогнозируемом количестве пород-коллекторов 390 км3 равны 19,8 млн. т нефти и 36,0 млрд. м3 газа. Карбонатные нефтематеринские осадки верхневизейско-нижнепермского комплекса с преимущественно сапропелевым типом ОВ достигают в поздней перми термобарических параметров ГЗН (палеотемпература 60°С, уровень катагенеза МК1 при глубине погружения 1,5-1,8 км). Глубина залегания НМ пород комплекса к моменту выхода их из главной зоны нефтеобразования в конце триаса составляла 4,5 км. Со стадии МК4 катагенетическая эволюция Верхнепечорского суббассейна продолжается в направлении генерации газа вплоть до настоящего времени. За период пребывания НМ пород комплекса в ГЗН в суббассейне генерировано 46,8 млрд. т нефти. Масштабы образования газа в течение НФГ и ГФГ составили 26,7 трлн. м3, в ТП НГБ – 1573,3 млрд. т и 605,4 трлн. м3. С периодом завершения ГФН при отмеченной глубине погружения совпадает отжатие из толщи основных объемов поровых седиментационных вод. С учетом объема пород рассматриваемого комплекса масштабы эмиграции седиментационных вод определяются в 10000 км3. Это при объеме коллекторов 4350 м3 создавало необходимые условия для активного нефтегазонакопления в карбонатных коллекторах комплекса.

На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции масштабы накопления УВ в комплексе составили 93,6 млн. т нефти и 240,3 млрд. м3 газа, а в Тимано-Печорском бассейне – 5206,7 млн. т и 2833,2 млрд. м3. Нефтематеринские осадки нижне-верхнепермского терригенного комплекса, характеризуясь сапропелево-гумусовым типом ОВ, достигли к началу триаса при глубине погружения 1,8-2,0 км термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 60-65°С). К моменту выхода нефтегазоматеринских пород из ГЗН с критической температурой для жидкой фазы порядка 160°С были отжаты значительные объемы поровых седиментационных вод (около 9000 км3), что способствовало активной миграции УВ в породы-коллекторы.

В течение ГЗН в суббассейне нефтегазоматеринскими отложениями рассматриваемого комплекса генерировано 16,7 млрд. т нефти. На протяжении НФГ и ГФГ теми же породами было генерировано 21,2 трлн. м3 углеводородного газа, а в ТП НГБ – 296,6 млрд. т и 1165 трлн м3. Масштабы аккумуляции УВ за геологическую историю при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составили 33,4 млн. т нефти и 190,8 млрд. м3 газа. В Тимано-Печорском бассейне объемы накопления УВ в комплексе составили 832,1 млн. т и 639,8 млрд. м3.

Сравнительная оценка генерируемых и аккумулируемых углеводородов в палеозойских НГК показывает, что максимальные масштабы генерации газа в суббассейне характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонскотурнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов. Для них же отмечаются и наибольшие масштабы образования нефти. В масштабах накопления газа и нефти в Верхнепечорском суббассейне четко прослеживается тенденция преобладания газогенерации и газонакопления над генерацией и аккумуляцией нефти. Для Тимано-Печорского НГБ максимальные объемы накопления газа и нефти также характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов.

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) и среднедевонский (2800−3000 млн. м3/км3). По величине плотности аккумуляции нефти в порядке уменьшения также следуют ордовикско-нижнедевонский (около 3600 тыс. т/км3), верхнедевонско-турнейский (2800 тыс. т/км3), верхневизейсконижнепермский (до 2500 тыс. т/км3) и среднедевонский (до 2200 тыс. т/км3). Как показывают произведенные расчеты, близки значения отмеченных плотностных параметров для тех же комплексов и в целом по ТП НГБ.

С учетом масштабов генерации, аккумуляции углеводородов различной фазовой характеристики и оценки нефтегазового потенциала выполняется сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории с обоснованием первоочередных направлений поиска месторождений.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн является одним из крупных нефтегазоперспективных регионов с развитой нефтегазодобывающей отраслью на территории России.

В географическом отношении его территория относится к северо-восточной части Русской равнины. В пределах суши территория бассейна охватывает практически весь бассейн реки Печоры с ее притоками и рек, впадающих в Печорский сектор Баренцева моря (Коротаиха, Морею, Черная). Общая площадь - около 330 тыс км2.

В административном отношении территория бассейна находится в пределах Республики Коми, а северная ее часть охватывают всю восточную часть Ненецкого автономного округа Архангельской области с центром в городе Нарьян-Мар.

Достаточно давно, еще в 1762 году на реке Ухта были отмечены первые выходы нефти, а первый сбор нефти был организован на реке Ярега, впадающей в реку Ухту. Затем предпринимателем Федором Прядуновым был организован первый кустарный нефтеперегонный заводик. Образцы нефти были доставлены в Петербург, а оттуда на исследование за рубеж. Неоднократные попытки организовать разведку и добычу нефти до революции не увенчались успехом, и лишь в 1929 году на Ухту была отправлена первая крупная экспедиция, которая занялась систематическими исследованиями на севере европейской части России всех полезных ископаемых, включая нефть. Геологической службой руководил известный геолог-нефтяник Н.Н. Тихонович. Уже в 1930 году впервые на территории России была получена нефть из девонских песчаников на реке Чибью в черте современного города Ухта. На месте этой скважины сейчас установлен памятный знак.

Получение нефти из девонских песчаников позволило известному ученому-нефтянику Губкину предположить, что эти отложения будут присутствовать и в более южных районах России. Действительно, уже в 1929 году было открыто первое нефтяное месторождение в Перми (Чусовские городки). Затем были открыты: в 1932 году - Ишимбаевское месторождение, а вслед за ними Туймазинское в Башкирии. С этого и началась разведка так называемого «второго Баку» (Татария, Башкирия, Саратовская, Самарская, Пермская и Оренбургская области). Подобное название район получил потому что ранее нефтяные месторождения были известны только в Баку, в районе Гурьева (Казахстан) и на Кавказе (Майкоп и Грозный). Исторически, получение нефти в Ухте положило начало широкому развертыванию поисково-разведочных работ на Русской платформе.

В 1932 году в районе Ухты было открыто Ярегское месторождение с достаточно крупными запасами. Но полученная нефть оказалась настолько вязкой, что очень долго оставался открытым вопрос о возможности ее добычи. После длительных дебатов добычу нефти организовали шахтным способом. Здесь же в 1937 году впервые в Советском Союзе была заложена первая нефтяная шахта. Гораздо позднее для промышленной добычи вязкой нефти стали применять паро-тепловой метод, что позволило резко увеличить коэффициент извлечения. Коэффициент извлечения высоковязкой нефти при шахтном методе составлял 5-6 %, а при использовании паро-теплового метода - 30-40 % и даже 50-60 %.

В 1935-1951 годах были открыты Войвожское, Нибельское, Верхнеомринское, Нижнеомринское месторождения, на базе которых и развивалась в дальнейшем нефтегазовая добыча Тимано-Печорской провинции. Но это были сравнительно небольшие месторождения, с запасами на самом крупном из них (Нижнеомринском) порядка 20 млн условных тонн, в том числе примерно одна треть из них - газ. Естественно, что добыча нефти в больших объемах не могла быть организована.

В 1959 году было открыто Западно-Тэбукское месторождение легкой нефти, первое по-настоящему крупное, с извлекаемыми запасами порядка 60 млн тонн.

В 1962 году открыто Мичаюское месторождение, получена первая тяжелая нефть из нижнепермских известняков на Усинском месторождении. Нефть оказалась такой же вязкой и тяжелой как на Ярегском месторождении.

В 1963 году были открыты Пашинское (40 млн тонн), Северо-Савиноборское и Джьерское (10 млн тонн) месторождения. В 1964 году было открытое крупнейшее на еропейском севере Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

В 1978 году на Усинском месторождении открыты высокодебитные залежи, причем дебиты нефти из скважин достигали 600-700 тонн в сутки.

В настоящее время на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции насчитывается свыше 180 месторождений, из которых - 136 нефтяных, 4 газоконденсатных, 2 нефтегазовых, 13 нефтегазоконденсатных, 12 газоконденсатных и 16 газовых.

Новые разрабатываемые месторождения расположены в северной части бассейна, где отсутствует общая и отраслевая инфрастурктура, затруднено решение транспортных проблем. Наиболее перспективно освоение таких месторождений, как Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Южно-Тереховейское, Среднемакарихинское, Северо-Баганское, Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское, Пашорское. Также, в перспективе предусматривается интенсивное развитие добычи углеводородов на территории Ненецкого автономного округа и шельфовой зоны Баренцева моря.

На рисунке 3 представлена Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

Рис.4.

В настоящее время на территории Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна осуществляется достаточно много крупных проектов. Наиболее крупные проекты на территории бассейна следующие:

1. «Север ТЭК»

Предусматривает разработку Южно-Шапкинского, Южно-Ярьяхинского, Верхнегрубешорского и Пашорского месторождений. Запасы оцениваются в 40 млн тонн. Срок реализации проекта освоения - 15 лет. Объем необходимых инвестиций - не менее 350 млн долларов.

2. «Северные территории»

Предусматривает разработку Хильчуюского, Южно-Хильчуюского, Яреюйского, Инзырейского месторождений. Необходимый объем инвестиций - 2 млрд долларов.

3. Timan Pechora Company

Предусматривает разработку месторождений им. Романа Требса, им. Титова, а также Варандейского и Торавейского. Запасы оцениваются в 177 млн тонн. Необходимый объем инвестиций - 50 млрд долларов. Это наиболее крупный и перспективный проект, осуществляемый в Тимано-Печорском нефтеазоносном бассейне.