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+Д) 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)
