USD 64.3455

+0.09

EUR 71.0503

+0.2

BRENT 59.13

+59.13

AИ-92 42.27

+0.11

AИ-95 46.03

+0.1

AИ-98 51.83

+0.01

ДТ 46.13

-0.02

9 мин
1725

Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс км2 (в тч акватории 123 тыс км2).

Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в. Разведанность ресурсов углеводородов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI в.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включает территорию Коми, Ненецкого АО, части Пермской области, и акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс. км2 (в том числе акватории 123 тыс. км2).

Это крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.

Планомерные нефтегазопоисковые работы в провинции ведутся с 1929 г, но основное развитие они получили в последние 40 лет, когда открытия ряда крупных высокодебитных нефтяных (Западно-Тэбукского, Пашнинского, Усинского, Возейского, Харьягинского и др.) и газоконденсатного Вуктыльского месторождений привлекли внимание к этому региону.

Это позволило быстро увеличить объемы геолого-разведочных работ (ГРР), нарастить разведанные запасы нефти, газа и газового конденсата и организовать их добычу в промышленных объемах.

Ныне в Тимано-Печорской НГП открыто более 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд т, свободного газа (включая газовые шапки) - 643,5 млрд м3.

Накопленная добыча на месторождениях НГП составила 404,8 млн т нефти, 395,4 млрд м3 свободного газа, 46,9 млн т газового конденсата.

Однако Тимано-Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи углеводородов и в 21 веке.

Территория Тимано-Печорской НГП относится к категории средней геолого-геофизической изученности.

Степень разбуренности меняется от высокой (более 100 м/км2 в Омра-Сойвинском, Вуктыльском, Шапкина-Юрьяхинском, Мичаю-Пашнинском, Харьяга-Усинском и Сорокинском нефтегазоносных районах (НГР) до низкой (менее 10 м/км2) в Тобышско-Нерицком, Коротаихинском и ряде других НГР.

Значительна дифференциация территории и прилегающего шельфа и по изученности геофизическими работами.

К началу 2000 г общий накопленный объем опорного, параметрического и поисково-разведочного бурения в НГП составил 8304 тыс м, те. средняя изученность бурением составила 25,7 м/км2.

На площадь 90 км2 приходится 1 глубокая скважина, что выше среднероссийских показателей изученности бурением нефтегазоносных территорий.

Комплексная обработка большого массива данных бурения и геофизических материалов позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории провинции.

В большинстве выделенных нефтегазоносных областей (НГО) и НГР глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла вплоть до метаморфических сланцев и гранитов рифей-вендского фундамента.

Наиболее глубокие скважины, пробуренные в восточной, наиболее прогнутой (до 10 - 12 км), части НГП, вскрыли осадочный чехол на 6,5 - 7,0 км.

В результате этих работ промышленная нефтегазоносность осадочных комплексов Тимано-Печорской НГП установлена в широком стратиграфическом диапазоне - от верхнеордовикских и нижнесилурийских до триасовых включительно, а территориально - практически в пределах всех основных тектонических элементов провинции, кроме не изученных бурением Коротаихинской впадины Предпайхойско-Предновоземельского прогиба и структур западного склона Урала.

По этим данным выделены и обоснованы количественной оценкой ресурсы углеводородов 8 региональных нефтегазоносных комплексов (НГК):

- верхнеордовик-силур-нижнедевонский преимущественно карбонатный,

- среднедевон-нижнефранский терригенный,

- фран-турнейский карбонатный,

- нижне-средневизейский терригенный,

- визей-нижнепермский карбонатный,

- нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный,

- верхнепермский и триасовый терригенные.

По 3м слабоизученным комплексам (рифейскому, нижне-среднеордовикскому и юрско-меловому) в настоящее время дается только качественная оценка перспектив.

В акваториальной части провинции стратиграфический диапазон отдельных НГК видоизменен.

В целом Тимано-Печорская НГП характеризуется весьма сложным геологическим строением, а выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы 1го и 2го порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение.

В пределах каждого крупного тектонического элемента, НГО или крупного НГР приходится выявлять закономерности изменения каждого из выделяющихся в разрезе осадочных образований НГК и каждого из приуроченных к ним продуктивных горизонтов.

В провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки.

Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, структурно-стратиграфических, структурно-литологических, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.).

Сочетание различных типов коллекторов, покрышек, структурных и сложных неструктурных ловушек обусловливает огромное разнообразие типов залежей и многопластовых месторождений, уже выявленных и разведанных в провинции, причем при достигнутой к настоящему времени изученности территории отчетливо выделяются зоны и области только нефтенакопления (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, центральная часть Ижма-Печорской впадины, южная часть Колвинского мегавала), зоны смешанного нефте- и газонакопления (районы юго-восточного склона Тимана, Омра-Сойвинское поднятие на юге Ижма-Печорской впадины, структуры Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского, Лайско-Лодминского и северной части Колвинского валов и Малоземельско-Колгуевской моноклинали) и зоны преимущественного газонакопления (впадины Предуральского и Предпайхойского прогибов, Среднепечорское поднятие).

Ныне картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО и НГК Тимано-Печорской НГП неравномерная.

Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44%), Хорейверской (20%) и Ижма-Печорской (11%) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25% начальных разведанных запасов нефти.

Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60%) и Ижма-Печорской (31%) НГО.

Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33%), визей-нижнепермский (22%) и верхнеордовик-нижнедевонский (15%).

Любопытно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1%.

Разведанные запасы газа сосредоточены в 5 НГО.

Максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49%) и Северо-Предуральскую (47%).

Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92% запасов газа.

Максимальная добыча газа (92%) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

Современные представления о величине начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач ГРР.

Если в начале 1960х гг НСР нефти материковой части НГП оценивались в 1,6 млрд т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд т.

За 1960е гг оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м3, чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений.

При последующих ГРР прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м3.

Ныне ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК.

Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32%), Хорейверскую (21%) и Варандей-Адзьвинскую (19%) НГО, а среди НГК - на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский.

Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий C3) оценена в 2,1 млрд т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО.

Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39%, выработанность - 30%.

Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км - 63%, от 3 до 5 км - 33%, от 5 до 7 км - ~ 4%.

Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений.

Преобладающая часть ресурсов (78,6%) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5 - 6,0%, ресурсы сернистых нефтей составляют 62%, в том числе высокосернистых - 19%.

Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см3 составляют 22,5% ресурсов, высоковязкие нефти - 6%.

Ресурсы свободного газа оценены по Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской, Тиманской, Ижма-Печорской НГО и Малоземельско-Колгуевскому самостоятельному НГР.

На Северо-Предуральскую НГО приходится свыше 62% НСР, а среди НГК доминирует визей-нижнепермский (57%).

Прогнозные ресурсы газа составляют 1,3 трлн м3, из которых 48% сосредоточено во впадинах Предуральского прогиба.

По глубине залегания они распределены следующим образом: до 3 км - 45%, от 3 до 5 км - 30%. от 5 до 7 км - 25%.

Прогнозируется преобладание газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов, а также сернистых газов, доля которых может возрасти до 50 - 60%.

Ресурсы газового конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО.

В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78% НСР газового конденсата и 83% прогнозной части этих ресурсов.

В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс т/км2, изменяясь от 219 тыс т/км2 в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс т/км2 в Ижма-Печорской.

Северная часть НГП (Ненецкий АО) имеет превышение средней плотности ресурсов углеводородов почти в 2 раза над южной ( Коми) - соответственно 79,6 и 41,7 тыс т/км2.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме углеводородов в 4,9 млрд т (извлекаемые).

Средняя плотность начальных ресурсов углеводородов на континентальном шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части НГП.

Начальный потенциал ресурсов нефти и газа реализован соответственно на 39 и 43%, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы.

В старом нефтедобывающем районе провинции - Тиманской НГО - свыше 80% ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано.

Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.

Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов углеводородов по отдельным НГК (см. таблицу).

Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30 - 57%, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти.

Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти.

Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20 - 29%).

Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные.

Основной газоносный комплекс - визей-нижнепермский - разведан на 61%, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа.

Привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.

И в 21 веке Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части РФ.

Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.

Крупный и привлекательный для зарубежных инвесторов перспективный объект представляет собой шельф Тимано-Печорской НГП, где при относительно слабой изученности открыты и подготавливаются к разработке 1е нефтяные месторождения.

Разведанность НСР нефти и газа Тимано-Печорской НГП

*Оценка прогнозных ресурсов требует уточнения.

Рис. 1. ТИМАНО-ПЕЧОРСКАЯ НГП

Границы: 1 - Тимано-Печорской НГП, 2 - НГО (цифры в кружках): 1 - Тиманская, 2 - Ижма-Печорская. 3 - Печоро-Колвинская, 4 - Хорейверская, 5 - Варандей-Адзьвин-ская, 6 - Северо-Предуральская, 7 - Малоземельско-Колгуевская; 3 - районы неглубокого залегания и выхода фундамента на поверхность; месторождения: 4 - нефтяные, 5 - нефтегазовые и газонефтяные, 6 - газовые и газоконденсатные (1 - Вуктыльское, 2 - Пашнинское, 3 - Ярегское, 4 - Усинское, 5 - Возейское, 6 - Лаявожское, 7 - им. Р. Требса, 8 - Песчаноозерское, 9 - Поморское, 10 - Приразломное, 11 - Северо-Гуляевское); крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Тиманская гряда. II - Уральская складчатая система

Рис. 2. ДИНАМИКА РАЗВЕДАННОСТИ НАЧАЛЬНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ (1) И ГАЗА(2) ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ НГП

Автор: Б.Я. Вассерман (ВНИГНИ)

Источник : Neftegaz.RU

Система Orphus