Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположе­на на крайнем северо-востоке Восточно-Европейской платформы на территории Республики Коми, Ненецкого автономного округа и северной части Пермской области между горными сооружения­ми Тиманского кряжа (на западе) и Полярного Урала — Пай-Хоя (на востоке) и тектонически приурочена к Печорской синеклизе и шельфу Печорского моря (рис. 34).

Площадь материковой части провинции 350 тыс. км² и 117 тыс. км² экваториальной. Значительная часть провинции (около 45%) расположена севернее полярного круга. На севере провинции раз­вита вечная мерзлота.

В тектоническом отношении провинция, связанная с краевой системой древней Восточно-Европейской платформы, приуроче-нa к восточной части Тиманского поднятия (Восточно-Тиманский мегавал), Печорской синеклизе. С юго-запада, юго-востока и вос­тока территория провинции граничит с Тиманским поднятием и Предуральской провинцией.

Образования осадочного чехла залегают на байкальском (средне-верхнерифейском) фундаменте, представленном различными слабометаморфизованными сланцами, кварцито-песчаниками, доломи­тами (рис. 35). Геолого-геофизические работы последних лет дают основание ряду исследователей рассматривать рифейские отложения Тимано-Печорской провинции в качестве промежуточного комплекса, а фундаментом (как и на всей Восточно-Европейской плат­форме) считать архейско-протерозойские образования. Глубина за­легания рифейского комплекса закономерно увеличивается с запада на восток от десятков и сотен метров в пределах Тиманского кря­жа до 10 — 12 км во впадинах Предуральского прогиба. Максимальная мощность венд-нижнекембрийских образований, залегающих на рифейских породах, достигает 1 км, палеозоя (ордовик-пермь) — 10 — 11 км, мезозоя — 1,5 км, кайнозоя — 0,3 км. В составе чехла Тимано-Печорской НГП выделено несколько крупных несогласий и перерывов: вендско-кембрийский, кембрийский; ранне- среднедевонский; позднетриасово-раннеюрский; позднемеловой-неогеновый. Разрез осадочного чехла почти на 70% сложен осадками морского генезиса. Нижняя половина чехла от ордовика до перми (за исключением среднедевонско-нижнефранкских отложений) представлена преимуще­ственно карбонатными породами.

В верхней части преобладают карбонатно-терригенные и терригенные образования.

На территории провинции выделяются крупные тектонические элементы разного порядка: Тиманская гряда, Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинская структурная зона (авлакоген), Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген).

Рис. 34. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция.

Крупнейшие тектонические обрамления: I — Тиманская гряда, II — Уральская складчатая система. Нефтегазоносные области: А — Тиман­ская, Б — Ижма-Печорская, В — Печоро-Кожвинская, Г — Хорейвер-ская, Д — Варандеи-Адзьвинская, Е — Северо-Предуральская, Ж — Ма-лоземельско-Колгуевская, 3 — Колвинская, И — Денисовская.

Месторождения: а — нефтяные, б — газоконденсатнонефтяные, в — газовые и газоконденсатные.

Месторождения: 1 — Нижне-Омринское, 2 — Вой-Вожское, 3 — Джъерское, 4 — Ярегское, 5 — Западно-Тэбукское,

6 — Пашнинское, 7 — Восточпо-Савиноборское, 8 — Северо-Савиноборское, 9 — Мичаюское, 10 — Вуктыльское,

11 — Западно-Соплесское, 12 — Кыртаельское, 13 — Печорогородское, 14 — Печоро-Кожвинское, 15 — Южно-Тереховейское, 16 — Кожимское, 17 — Интинское, 18 — Хасырейское, 19 — Северо-Сарембойское, 20 — Наульское, 21 — Торавейское, 22 — Варандейское, 23 — им. Р. Требса, 24 - им. А. Титова, 25 - Северо-Хоседаюское, 26 - Салюкингкое, 27 — Сандивейское, 28 — Среднемакарихинское, 29 — Баганское,
30 — Усинское, 31 — Возейское, 32 — Харьягинское, 33 — Инзырейское,
34 — Ярейюское, 35 — Хыльчуюское, 36 — Лаявожское, 37 — Верхнегрубешорское, 38 — Южно-Шапкинское,

39 — Ванейвисское, 40 — Василковское, 41 — Кумжинское, 42 — Коровинское, 43 -- Песчаноозерское,

44 — Таркское, 45 — Колвинское, 46 — Ардалинское, 47 — Приразломное

Тиманская гряда занимает наиболее приподнятую область за­легания фундамента (до 400 м). Его протяженность достигает 1100 км при ширине до 150 км. Системой разломов Тиманская гряда разбита на крупные горстообразные поднятия.

Ижма-Печорская впадина расположена между Тиманской грядой на западе, дислокациями Печоро-Колвинского авлакоге-н а на востоке, впадинами Предуральского краевого прогиба на юге. С запада и востока она ограничена системой разломов фун­дамента (на западе — Ижемский сброс, на востоке — Припечор-ская зона разломов с амплитудами смещения поверхности фунда­мента 500 — 800 м), выраженными в отложениях платформенного чехла крутыми флексурами. Во впадине фиксируются крупные и сравнительно пологие Омра-Сойвинский, Велью-Тэбукский и дру­гие уступы, осложненные локальными поднятиями. Граница Ижма-Печорской впадины с Печоро-Колвинским авлакогеном отчетливо фиксируется по серии кулисообразно расположенных разломов фундамента амплитудой до 2 км. Ижма-Печорская впа­дина протягивается на 800 км при ширине до 200 км. Мощность осадочных образований в ее пределах увеличивается с севера на юго-восток от 1 до 5 км.

Печоро-Колвинская структурная зона (авлакоген) расположе­на в центре Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. На юге она граничит со структурами Предуральского краевого про-гиба, на севере продолжается в акваторию Печорского моря. Эта

Рис. 35. Сводный литолого-стратиграфический разрез Тимано-Печорской провинции ([15])

структура характеризуется северо-западным (Тиманским) прости­ранием и относится к разряду сложных авлакогенов, его размеры 700х(60— 120) км (в пределах суши). Развивался он на одноимен­ном блоке фундамента, погруженном на глубины от 3 до 8 км. За­падная часть Печоро-Колвинского авлакогена представляет собой опущенный блок фундамента, которому в осадочном чехле отве­чает Печоро-Кожвинский мегавал.

Печоро-Кожвинский мегавал, протягивающийся почти на 400 км при ширине 30 — 40 км, осложнен по поверхности фунда­мента Выдшорским, Лебединским и Лыжско-Кыртаельским гор-стообразными поднятиями, западные крылья которых ограни­чены нарушениями Припечорской зоны разломов.

Восточная часть авлакогена также представляет собой опу­щенный блок фундамента, которому в осадочном чехле отвечает Колвинский мегавал. Этот блок состоит из Харьягинской и Ниж-неусинской грабенообразных депрессий, разобщенных Возейским горстообразным выступом. Колвинский мегавал возник на месте одноименной системы грабенообразных прогибов, запол­ненных мощной толщей позднеордовикско- раннедевонского воз­раста. Печоро-Колвинский и Кожвинский мегавалы разделены Де­нисовским прогибом 400х(40 — 150) км, состоящим из системы ва­лов (Шапкина-Юрьяхинский и Лайский) и впадин (Пятейской, Усть-Печорской, Верхнелайской и Тибейвисской). Печоро-Кож­винский мегавал и Шапкина-Юрьяхинский вал контролируются разломами Припечорской системы и соответствуют развивав­шимся на их месте в среднедевонско-турнейское время грабе-нообразным прогибам. Хорейверская впадина на западе грани­чит с Колвинским мегавалом, на востоке — с Варандей-Адзьвинской структурной зоной, на юго-востоке — с грядой Чернышева. Ее протяженность — более 300 км при ширине 60—140 км. Впа­дина соответствует блоку фундамента, в пределах которого по­логие и нарушенные изометричные малоамплитудные поднятия объединяются в Большеземельский свод.

Вдоль восточного склона Колвинского мегавала протягивает­ся Чернореченская депрессия с осложняющей ее северную часть Намюрхитской ступенью. Это наиболее опущенная часть впади­ны по всем структурным этажам (мощность осадочных образова­ний около 7 км). В юго-восточной части Хорейверской впадины выделяется Макариха-Салкжинская антиклинальная зона, Саняныдская котловина и Цильегорская депрессия. Отличия в структурном плане наблюдаются по триасовым отложениям. Это выз­нано изменением регионального наклона слоев в триасовый пе­риод с северо-западного на северный.

Варандей-Адзьвинская структурная зона (авлакоген) протяги­вается на 240 км в северо-западном направлении при ширине 60 — 100 км. С запада и востока она ограничена Хорейверской и Коро-таихинской впадинами, с юга — дислокациями гряды Чернышева. По поверхности фундамента этой зоне, объединяющей валы Сорокина и Гамбурцева, Мореюсскую и Верхнеадзьвинскую де­прессии, соответствует блок, разбитый многочисленными разно­направленными тектоническими нарушениями.

Планомерное освоение нефтегазовых ресурсов провинции началось с 1929 г. Первое месторождение легкой нефти — Чибьюсское было открыто в 1930 г., тяжелой нефти — Ярегское — в 1932 г. В течение последующих 30 лет поиски залежей УВ были связаны главным образом споддоманиковыми терригенными от­ложениями западной части провинции. С начала 60-х годов поис­ково-разведочные работы переместились в северный и северо-восточный регионы. К 2000 г. в провинции выявлено свыше 180 месторождений: 134 нефтяных, 28 газовых и газоконденсатных, 19 газоконденсатных и нефтегазовых. С начала освоения провин­ции на месторождениях добыто свыше 360 млн т нефти и свыше 300 млрд м³ газа. (На основании данных геофизического исследо­вания и бурения проведено нефтегазогеологическое районирова-ние территории провинции, в составе которой было выделено семь НГО: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Кожвинская, Колвинская, Денисовская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская с докачанной промышленной нефтегазоносностью почти всего чехла, начиная от ордовикских отложений.

В нефтегазоносном отношении в провинции значительное ме­сто занимают ловушки неантиклинального типа (преобладают сре­ди них ловушки комбинированные). Они установлены в средне-дсвонско-нижнефранском терригенном комплексе Тиманской, Ижма-Печорской и Печоро-Кожвинской нефтегазоносных обла­стей в зонах выклинивания, стратиграфического срезания либо замещения продуктивных песчаников. Известны также ловушки и пермско-мезозойских терригенных отложениях Ижма-Печор­ской, Печоро-Кожвинской и Варандей-Адзьвинской нефтегазоносных областей (прерывисто-линзовидные тела). В карбонатных образованиях ордовикско-нижнедевонского, верхнефранско-турнейского и верхневизейско-нижнепермского возрастов выявле­ны ловушки, связанные с органогенными постройками (барьер­ные и одиночные рифы и облекающие их карбонатные толщи) распространенными практически на всей территории провинции.

В Тимано-Печорской НГП в качестве региональных покрышек выделяют верхнедевонскую (кыновско-саргаевскую) глинисто-карбонатную и верхнеюрско-нижнемеловую глинистую. С изве-стной условностью можно выделить нижне-пермскую (артинско-кунгурскую) сульфатно-карбонатную региональную покрышку. На большей части провинции весь разрез осадочного чехла вплоть до фундамента вскрыт глубокими скважинами. Это вместе с данными сейсморазведки позволило выделить в разрезе и про­следить границы распространения региональных нефтегазонос­ных комплексов.

Силурийско-нижнедевонский НГК мощностью до 2000 м пред­ставлен карбонатными отложениями (на западе провинции они отсутствуют). В нижнем девоне залежи нефти установлены на Возейском, Сарембойском и др. месторождениях; в силуре отме­чены многочисленные нефтегазопроявления и выявлено несколь­ко залежей УВ в Хорейверской НГО.

Среднедевонско-нижнефранский НГК мощностью 50 — 2000 м сложен в основном терригенными породами, но на востоке значи­тельно содержание карбонатных пород. Выделяется несколько регионально развитых продуктивных пластов с высокими коллекторскими свойствами, надежно изолированных кыновско-сарга-евскими глинами, в которых открыто более 80 залежей нефти, газа и газоконденсата на Усинском, Возейском, Пашнинском, Кыртаевском, Западно-Тэбукском и др. месторождениях.

Верхнедевонский НГК мощностью до 2000 м выражен карбо­натными отложениями, различными по литофациальному соста­ву, в которых установлено 15 залежей нефти, связанных с пласто­выми ловушками и рифовыми массивами на Западно-Тэбукском, Джьерском и др. месторождениях.

Нижнекаменноугольный (турнейско-нижневизейский) НГК мощностью 600 — 800 м представлен терригенными отложениями, в которых в восточной и юго-восточной частях НГП открыты за­лежи нефти и газоконденсата (Югидское, Наульское и др. место­рождения).

Верхневизейско-нижнепермский НГК мощностью 100 — 1200 м сложен карбонатными отложениями. Один из основных продуктивных комплексов, с которым связано около 60 залежей углеводородов на Лаявожском, Усинском, Возейском и др. мес­торождениях.

Кунгурско-верхнепермский НГК мощностью 100 — 300 м пред­ставлен терригенно-карбонатно-галогенными отложениями в нижней части и терригенными — в верхней. Продуктивные горизонты приурочены к многочисленным пдастам песчаников, непо­стоянных по мощности, составу и коллекторским свойствами. От­крыто 6 литологически ограниченных залежей нефти в Ижма-Печорской и Печоро-Кожвинской НГО и 15 преимущественно газо-конденсатных залежей в Денисовской НГО (Василковское, Кумжинское и др. месторождения).

Мезозойский НГК имеет мощность 300— 1400 м. Коллекторские толщи представлены выдержанными по площади песчаными горизонтами юрского и триасового возраста. Несмотря на низкую разведанность комплекса, в триасовых отложениях открыто 4 за­лежи нефти и 6 залежей газа на Шапкинском, Южно-Шапкинском, Лаявожском и др. месторождениях.

Перспективными НГК являются вендский и ордовикский карбонатно-терригенный красноцветный комплексы. Открыта за­лежь газа в коре выветривания фундамента в районе Водного Промысла (Тиманская НГО).

По величине запасов, свойствам и составу углеводородов, чис­лу нефтегазоносных этажей и залежей, глубине залегания место­рождения вышеперечисленные НГК характеризуются большим разнообразием. Наряду с мелкими и средними по запасам место­рождениями фактически во всех НГО открыты средние, крупные и крупнейшие месторождения.

ТИМАНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (НГО) располо­жена на восточном погруженном склоне Тиманской гряды. Площадь ее составляет 12 тыс. км². Промышленная нефтегазоносность связана со средне-верхнедевонским терригенным комплексом. Наиболее крупным является Ярегское месторождение высоковяз­кой, тяжелой нефти в среднедевонско-нижнефранских песчани­ках, залегающих на глубине около 200 м. Это месторождение, един­ственное в России, разрабатывают шахтным способом с применением паротеплового воздействия на нефтенасыщенные песчани­ки, что позволило практически на порядок (с 5 до 50% и более) уве­личить коэффициент нефтеотдачи и перевести месторождение в категорию крупных. В этой же НГО открыто Чибьюсское нефтяное месторождение, и на более низких гипсометрических отмет­ках (500 — 600 м) расположены мелкие газовые и газонефтяные ме­сторождения (Седъельское, Войвожское и др.), отличающиеся повышенным содержанием гелия (0,25 — 0,35%).

Ярегское нефтяное месторождение (рис. 36) расположено в пределах Восточно-Тиманского мегавала. Открыто в 1932г., раз­рабатывается с 1933г. Приурочено к крупной брахиантиклинали юго-восточного погружения Тимана, которая является наиболее гипсометрически приподнятой структурой Тимано-Печорской провинции. Пологая складка (1—3°) девонских отложений образо­вана выступом докембрийского фундамента. Северная периклиналь складки разбита серией дизъюнктивных нарушений. Нефте­носны отложения пласта III эйфельского яруса мощностью 30 м, непосредственно залегающие на рифейских метаморфических сланцах. Пласт песчаников перекрывается туффито-диабазовой толщей мощностью около 40 м. Пласт содержит значительную залежь очень вязкой и тяжелой нефти (0,933—0,947г/см³). Неболь­шие глубины залегания залежи (в своде структуры 120—160 м и на погружениях 200—250 м) позволили разрабатывать ее шахтным способом.

Рис. 36. Ярегское нефтяное месторождение. Сводовая залежь тяжелой нефти в пласте III эйфельского яруса: 1 — нефть; 2 — четвертичные от­ложения; 3 — аргиллиты; 4 — песчаники; 5 — диабазы; 6 — туффиты; 7 — метаморфические сланцы рифея; 8 — горные выработки

В Ижма-Печорской НГО, связанной с одноименной впадиной на юге Тимано-Печорской провинции, основным является среднедевонско-нижнефранский НГК, в котором разведаны газонеф­тяные Нибельское, Верхне- и Нижнеомринское месторождения па глубинах 900— 1200 м, крупное Западно-Тэбукское многоплас­товое месторождение, группа месторождений Мичаго-Пашнинского вала и ряд других.¹ На Западно-Тэбукском месторождении впервые в провинции были выявлены высокодебитные залежи нефти в рифогенных известняках верхнего девона и получены притоки нефти из карбонатных пластов силура, а на Лемьюском месторождении обнаружены залежи нефти в верхней перми. В последние годы ряд высокодебитных залежей открыт в верхнедевонских рифогенных известняках на структурах Верхнелыжско-Лемьюской ступени (Аресское, Сотчемьюское и др. месторожде­ния) и в центральной части Ижма-Печорской впадины (Низевое и Макаръельское месторождения).

Западно-Тэбукское нефтяное месторождение (рис. 37) рас­положено в 60 км восточнее г. Ухты. Открыто в 1959 г., разраба­тывается с 1962 г. Приурочено к пологой (3—5°) брахиантикли-пальной складке в южной части Ижма-Печорской впадины. Ее раз­меры 15x4 км, высота 100 м. Наиболее рельефно структура по кровле карбонатных верхнедевонских отложений, что обуслов­лено наличием верхнефранского рифового массива. Месторожде­ние многопластовое. Залежи, выявленные по всему разрезу дево-па в интервале глубин 1300—2000 м, объединены в два этажа неф­теносности.

Нижний этаж включает основные залежи нефти, открытые в песчаных пластах среднего и верхнего девона (III, 116, Па и ib), a также нефтенасыщенные доломиты нижележащих образований силура. Наибольшей продуктивностью (до 250—400 т/сут) харак­теризуются пласты III и Пб эйфельского яруса, что обусловлено их большой эффективной мощностью (15—23 м), высокой порис­тостью и проницаемостью пород. Залежи сводового типа, на за­паде стратиграфически экранированные.

Залежи карбонатных пород верхнего девона образуют вто­рой этаж нефтеносности. Залежь в кавернозных и выщелоченных органогенных верхнефранских известняках связана с рифовым мас­сивом и имеет высоту более 110м. Дебиты нефти из этой залежи достигали 1000 т/сут. Плотность нефти 850 кг/м³, содержание серы 0,71, парафина 4,9%.

Рис. 37. Западно-Тэбукское нефтяное месторождение (по А.Я. Кремсу, Б.Я. Вассерману, Н.Д. Матвиевской): а — структурная карта по кровле фаменского яруса; б — геологический профиль по линии I — Г. 1 — изогипсы горизонта Ф1 (фамен); 2 — западная граница распростра­нения пласта III; 3 — песчаники; 4 — глины; 5 — битуминозные отложе­ния доманика; 6 — известковистые глины; 7 — слоистые органогенные известняки и доломиты; 8 — сульфатно-карбонатные отложения; 9 — рифогенные отложения; 10 — глинистые известняки; И — известняки; 12 — мергели; 13 — доломиты; 14 — нефтяная залежь; 15 — тектониче­ские нарушения; 16 — поверхность размыва

ПЕЧОРО-КОЖВИНСКАЯ НГО выделена в пределах одно­именного мегавала. В южной части разведана группа нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных месторождений (Южно-Лыжское, Северо-Кожвинское, Кыртаельское, Югидское, Печорого-родское и др.) с основными залежами в поддрманиковых отло­жениях девона. На юге Шапкино-Юрьяхинского вала открыты Южно-Юрьяхинское, Верхнегрубешорское и Пашшорское нефтяные месторождения с залежами в среднедевонских терригенныx и верхнедевонских карбонатных (рифогенных) отложениях; в центральной части вала — газонефтяные месторождения в иормско-каменноугольных отложениях (Южно-Шапкинское, Ванейвисское и др.) и на севере вала — крупные газоконденсатныe месторождения в пермско-каменноугольных карбонатных и иерхне-пермских и триасовых терригенных отложениях (Василковское, Кумжинское, Коровинское).

Ванейвисское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 50 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1973 г. Месторождение закончено разведкой и является одним из крупных месторождений провинции. Площадь его более 60 км²; за­пасы газа — 85,4 млрдм³; размеры нефтяной оторочки 22x5 км. Ме­сторождение расположено в пределах Шапкино-Юрьяхинского пала Денисовской впадины и приурочено к брахиантиклинальной (кладке с амплитудой 250 м. Залежь массивная, в биоморфных и биоморфно-детритовых известняках средне-верхнекаменноугольного возраста, входит в состав верхневизеиско-нижнепермского карбонатного нефтегазоносного комплекса; глубина залегания залежи 2305м, пористость пород 19 %, проницаемость 0,15 мкм²; пластовое давление 25,2 МПа, температура — 65°С. Начальный максимальный дебит нефти 357м³/сут. Свободный газ содержит ме­тана до 90%, азота 5%, сероводорода 0,23%, углекислого газа 1,5%; конденсатный фактор 55 г/м³; плотность нефти 0,862 г/см³, вяз­кость 20,7 мПа-с.

В центральной части области на Лайско-Лодминском вале разведано крупное газоконденсатное с нефтяной оторочкой Лаявожское месторождение с залежами в пермско-каменноугольных и триасовых отложениях.

Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение рас­положено в 80 км к востоку

от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1971 г., в эксплуатации. Приурочено к антиклинали Лайского вала (Денисовская впадина). Выявлено три залежи: газоконденсатная в ниж­ней перми, нефтегазоконденсатная в нижней перми-верхнем карбоне и газовая в нижнем триасе. Основная (газоконденсатная) залежь связана с карбонатными коллекторами сакмарского яруса нижней перми. Коллектор поровотрещинный. Эффективная тол­щина 14,6м. Залежь пластовая сводовая, литологически ограничен­ная. Высота залежи 189 м. Начальное пластовое давление 24,5 МПа,

t 58°С. Содержание метана 80 %, конденсата 71 г/м³.

КОЛВИНСКАЯ НГО соответствует одноименному мегавалу и содержит наиболее крупные по запасам нефтяные месторожде­ния, приуроченные к ее южной части — Усинское с основными залежами тяжелой нефти в пермско-каменноугольных карбонат­ных отложениях на глубине 1100 — 1400 м и с залежами легкой не­фти в среднедевонских песчаниках на глубине 2920 — 3400 м, Во-зейское с основными запасами легкой нефти в среднедевонских песчаниках и пермско-каменноугольных известняках и Харьягинское с основными запасами легкой высокопарафинистой нефти в среднедевонских песчаниках, верхнедевонских и пермско-камен­ноугольных карбонатных породах и верхнепермских терригенных отложениях на глубине от 1600 до 4300 м. Здесь же открыто Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение.

Усинское нефтяное месторождение (рис, 38 и 39) распо­ложено в Усинском районе республики Коми в 115 км к северу от г. Печоры. Открыто в 1963 г., разрабатывается с 1973г. Приуро­чено к одноименной структуре, расположенной в южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала — обширной зоны нефтегазонакопления, в пределах которой выявлены такие крупные месторождения нефти, как Возейское, Харьягинское, Южно-Хыльчуюсское с широким стратиграфическим диапазоном нефтенос­ности от нижнего девона до триаса.

В структурном плане Усинское поднятие по всем горизонтам осадочного чехла представляет асимметричную антиклинальную складку северо-западного простирания. Размеры структуры по подошве верхнего девона составляют 42x12 км, амплитуда около 500 м. Разрез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Во­сточное крыло складки более крутое (20—25°) по сравнению с за­падным, наклон которого не превышает 5—7°. Основная его часть представлена породами палеозоя, с которыми и связана нефте­носность месторождения. Большая часть запасов нефти приуро­чена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Кроме того, притоки нефти получены из карбо­натных отложений доманикового горизонта франского яруса и из фаменских известняков верхнего девона.

Залежь легкой нефти, установленная в отложениях среднего девона, контролируется линией выклинивания толщи девонских песчаников, которая проходит по западному крылу Усинской структуры вблизи ее сводовой части. Залежь пластовая сводовая,

Рис. 38. Усинское нефтяное месторождение ([15]). Продольный схематический геологический профиль: 1 — за­лежи нефти; 2 — тектонические нарушения

Рис. 39. Усинское нефтяное месторождение ([15]). Схематический геологический профиль по продуктивным сред-недевонским отложениям; 1,2- нефте-, водонасыщенный коллектор; 3 - линия размыва; 4 - разделы между объектами разработки

осложненная стратиграфическим срезом. Этаж нефтеносности достигает 488 м. Песчаные коллекторы характеризуются высо­кими емкостными свойствами, что находит отражение в боль­ших дебитах нефти (100—800 м³/сут).

Верхняя залежь тяжелой нефти связана с карбонатными по­ристыми и кавернозными коллекторами нерасчлененной толщи известняков пермо-карбона и является массивной. Высота ее бо­лее 300 м, глубины залегания 1350—3200 м. Нефть тяжелая, плот­ностью при 20°С от 0,954 до 0,968г/см³, высокосмолистая (17— 21 %), сернистая (1,89-2,11 %), беспарафинистая (0,08-0,6 %).

Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных от­ложениях среднего девона (26 % балансовых и 55 % извлекаемых) и карбонатных нижней перми — верхнего и среднего карбона (73 % балансовых и 44% извлекаемых).

Нефть среднего девона недонасыщена газом. При начальном пластовом давлении, равном 33,65—37,30 МПа, давление насыщения находилось в пределах 6,7—11,6 МПа, составляя в среднем 8,2 МПа по основной толще и 9,8 МПа по пачке IV. Газосодержание нефти колеблется в широких пределах 67,4—105,6 м³/т, при среднем зна­чении 67,1 и 86,5 м³/т соответственно. Плотность пластовой не­фти 727—794 кг/м³, вязкость 1,26—4,20 мПа-с. Объемный коэффи­циент изменяется от 1,196 до 1,205. Дегазированная нефть легкая, смолистая, парафиновая, сернистая. В пласте основной толщи на западном крыле структуры отмечается наличие нефтей повышен­ной плотности 770—924 кг/м³, вязкостью 65—1424 мПа-с при высо­ком (19,5—60,0%) содержании асфальта-смолистых компонентов. Пластовая нефть пермо-карбоновой залежи недонасыщена газом., давление насыщения 4,1—9,5 МПа, ниже пластового давления 12,3— 14,3 МПа. Нефть характеризуется низким газосодержанием 12,9 — 26,2 м³/т, высокой вязкостью 586—2024 мПа-с, высокой плотностью 423-960 кг/м³.

Возейское нефтегазовое месторождение (рис. 40—44) распо­ложено в Усинском районе республики Коми в 45—100 км от г. Усинска. Открыто в 1973 г., разрабатывается с 1978 г. Приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в южной части Колвинского мегавала. Как единая крупная асимметричная оптиклинальная складка северо-западного простирания она вы­деляется лишь по отложениям триаса и выше. По нижележащим горизонтам выделяются две структурно-фациальные зоны, ко­торым соответствуют в западной части Костюкская и Запад-

Рис. 40. Возейское нефтегазовое месторождение ([15]). Структурная карта по кровле проницаемых песчаников I + II пачек юж­ной среднедевонской залежи: 1 — скважины; 2 — изогипсы; 3 — внешний контуру гефтеносности; 4 — линия стратиграфического выклинивания проницаемых песчаников I + II пачек; 5 — тектонические нарушения

Рис. 41. Возейское нефтегазовое месторождение ([15]). Схематический геологический профиль южной средне-девонской залежи: 1 - скважины; 2,3 - песчаники нефте-, водонасыщенные; 4 — ВНК; 5 — линия размыва; 6 -тектонические нарушения

Рис. 42. Возейское нефтегазовое месторождение ([15]). Схематический геологический профиль по линии скв. 2210-63 Западно-Возейского под­нятия: 1 — линия размыва; 2 — линия раздела пачек; 3, 4 — песчаники нефте-, водонасыщенные; 5 — тектонические нарушения

но-Возейская, а в восточной — Возейская антиклинальные склад­ки. Собственно Возейская структура является унаследованной, образованной над выступом фундамента в пределах Колвинского авлакогена. Для нее характерны увеличение амплитуды с глуби­ной и сокращенный разрез доверхнедевонских отложений в своде (вплоть до полного выпадения среднедевонских и более чем напо­ловину нижнедевонских отложений).

По данным сейсморазведки Возейская структура имеет амп­литуду до 500 м по кровле франских отложений верхнего девона. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается до 100 м по подошве ниж-

Рис. 43. Возейское нефтегазовое месторождение ([15]). Структурная кар­та по кровле проницаемых ассельских карбонатов пермокарбоновой залежи: 1 — скважины; 2 — изогипсы; 3 — внешний контур нефтеносно­сти; 4 — граница отсутствия ассельских отложений; 5 — линия геологи­ческого профиля

Рис. 44. Возейское нефтегазовое месторождение ([15]). Схематический геологический профиль пермокарбоно-вой залежи по линии скв. 209-396: 1 — кровля ассельских карбонатов; 2, 3 — известняки Нефтенасыщенные соответственно детритовые слоистые, биогермные массивные; 4 — известняк водонасыщенный

него триаса. Размеры складки по отражающему горизонту кровли франских отложений составляют 66х(18—4,5) км. По отража­ющему горизонту кровли карбонатов пермо-карбона размеры складки составляют 72х(19—7) км. Западное крыло пологое 1—5°, вдоль восточного крыла отмечается узкая зона отсутствия сей­смических отражений, связанная по данным бурения с флексурой, переходящей в сбросово-взбросовую зону.

В геологическом строении Возейского месторождения прини­мают участие породы фундамента и осадочные образования па­леозойского, мезозойского и кайнозойского возраста. Максималь­ная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 4390 м.

Месторождение многопластовое, залежи нефти выявлены в значительном стратиграфическом диапазоне отложений от ниж­него девона до верхней перми, и приурочены к отдельным подня­тиям, осложняющим Возейскую структуру.

Возейское месторождение относится к категории сложнопо-строенных, что обусловлено наличием тектонических нарушений, стратиграфических выклиниваний горизонтов, замещением кол­лекторов непроницаемыми породами.

Большая часть запасов нефти содержится в нижнепермско-каменноугольной и среднедевонской залежах, приуроченных к соб­ственно Возейскому поднятию. Они являются основными объек­тами разработки месторождения.

Кроме того, значительными запасами нефти обладают фаменские залежи Возейского поднятия и среднедевонская залежь Западно-Возейского поднятия. Остальные залежи в основном мел­кие, они не играют существенной роли в структуре запасов мес­торождения.

Крупная среднедевонская залежь нефти, запасы которой со­ставляют почти 30 % суммарных запасов месторождения, распо­ложена на южной периклинали структуры. Залежь пластовая, в направлении сводовой части структуры ограничена линией стра­тиграфического выклинивания пород, тектоническими нарушени­ями разделена на отдельные блоки.

Нижнедевонская залежь нефти локализована на ограниченном по размерам небольшом участке в зоне крупного флексурообразного изгиба слоев на восточном крыле Южно-Возейской структу­ры. Размеры залежи 4х(0,5—1,2) км, высота — 120 м.

Пермокарбоновая залежь — самая крупная на месторождении по запасам нефти (более 50 % балансовых и почти 40 % извлекаемых) имеет сложное строение. Расположена она в центральной части Возейского поднятия. Тип коллектора карбонатный поровый. Пло­щадь нефтеносности составляет 15,5х(3,5—8) км, высота — 120м.

Средняя нефтенасыщенная толщина равна 12,9м, в том чис­ле в нефтяной зоне 15,75 м, в водонефтяной — 10,6 м. Доля водо-нефтяной зоны составляет 45 %.

Среднедевонская залежь Западно-Возейского поднятия зани­мает на месторождении третье место по величине запасов не­фти (9 % балансовых и 20% извлекаемых) и первое место по про­дуктивности.

Нефти средне- и верхнедевонских залежей в Пластовых усло­виях недонасыщены газом, характеризуются высоким газосодер­жанием.

Растворенный в нефти газ южной среднедевонской залежи имеет промышленную концентрацию пропан-гексановой фракции (более 20 %), метана — до 60%. Содержание неуглеводородных ком­понентов невысокое, углекислого газа до 0,6%. Концентрация ге­лия некондиционная — 0,030 %.

В пермо-карбоновой залежи растворенный в нефти газ тяже­лый, жирный, с высокими концентрациями пропан-гексановой фракции и азота. В газе, выделяющемся на первой ступени сепа­рации, присутствует в значительных количествах сероводород (до 0,48%).

Газ фаменских залежей жирный, имеет промышленную кон­центрацию пропан-гексановой фракции (38 %). Содержание неуг­леводородных компонентов 3,3%, содержание гелия некондицион­но, сероводород отсутствует.

В среднедевонской залежи Западно-Возейского поднятия газ содержит 54,6—69,9% метана, 18,5—29,0% пропан-гексановой фракции. Содержание неуглеводородных компонентов до 4%. Плотность газа 1,163кг/м³. Сероводород отсутствует.

Харъягинское нефтяное месторождение (рис. 45, 46) распо-ложенов 165 км к югу от г. Нарьян-Мара. Открытое 1970 г. введе­но в разработку в 1988 г. Месторождение крупное по запасам. На 01.01.1997г. добыто 10,9 млн т нефти. Приурочено к центральной части Колвинского мегавала. Ловушка представляет собой приразломную вилообразную складку северо-северо-западного прости­рания, осложненными локальными поднятиями. Залежи нефти ус­тановлены в терригенных породах нижнего триаса и верхней перми, карбонатных коллекторах нижней перми и верхнего девона и

Рис. 45. Харьягинское нефтяное месторождение ([15]). Схема располо­жения эксплуатационных объектов: 1 — скважины; 2 —7 — границы рас­пространения эксплуатационных объектов I —VI

Рис. 46. Харьягинское нефтяное месторождение ([15]). Схематический геологический профиль продуктивных отложений с выделением эксплу­атационных объектов по линии 1 — 1:1 — граница размыва; 2 — ВНК; 3 — песчаники; 4 — рифогенные карбонатные известняки; 5, 6 — нефте-, водонасыщенные; 7 — тектоническое нарушение

поддоманиковых терригенных породах верхнего и среднего дево­на. Продуктивные пласты триаса залегают на глубине 1200м, афонинского горизонта среднего девона — 3900 м. Пористость кол­лекторов соответственно 22, 12, 1 %, проницаемость0,814, 0,23и 0,458 мкм². Общий этаж нефтеносности 2800 м включает 35 зале­жей. Основные запасы нефти сосредоточены в терригенных кол­лекторах нижнего триаса и верхней перми. Пластовое давление и температура на глубине 3900 м 48 МПа и 98°С. Максимальный на­чальный дебит 855 т/сут из карбонатов верхнедевонской зале­жи. Нефти легкие (плотность 0,827—0,850 г/см³), маловязкие (0,69— 3,59 МПа-с), малосернистые 0,5 %, высокопарафинистые до 32%.

Южно-Хылъчуюское газонефтяное месторождение распо­ложено в 120 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1981 г. Месторождение крупное по запасам. Выявлено 4 залежи: залежь нефти в ассельско-сакмарских карбонатных породах, за­лежь нефти с газовой шапкой в терригенных пластах кунгура ниж­ней перми и две залежи газа в терригенных отложениях верхней перми. Приурочено к северной части Колвинского мегавала. Ловуш­ка — антиклинальная куполовидная складка, осложняющая цент­ральную часть Ярейюского вала, ее амлитуда 120 м. Площадь ос­новной нефтяной ассельско-сакмарской залежи 59,3 км², глубина залегания 2220—2300 м. Залежь пластовая сводовая, этаж нефте­носности 100 м. Коллекторы — рифогенные известняки пористо­стью 18%, проницаемостью до 0,9 мкм². Пластовое давление на глубине 2230 м 24 МПа, t 58°С. Максимальный дебит — 824 т/сут. Нефть ассельско-сакмарской залежи легкая (0,842—0,85 г/см³), парафинистая 4,4%, малосернистая 0,7%. Содержание метана в газе основной уфимской залежи 93 %, азота 6 %, углекислый газ и серо­водород отсутствуют.

ДЕНИСОВСКАЯ НГО представляет собой впадину, располо­женную между Печоро-Кожвинским и Колвинским мегавалами. Протягивается в длину на 400 км, расширяясь от 40 — 50 км на юге до 150 км на севере. Наиболее погруженной и менее дислоциро­ванной является южная часть впадины, в то время как северная часть характеризуется значительно более сложным строением. Наибольший интерес в отношении нефтегазоносности представ­ляют два крупных протяженных и высокоамплитудных вала Шапкино-Юрьяхинский и Лайский. К асимметричным складкам этих валов приурочены многие месторождения газа и нефти: Лаявожское, Шапкинское, Василковское и др.

Василковское газоконденсатное месторождение расположе­но в 60 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара. Открыто в 1970 г., введено в разработку в 1975г. Расположено в северной части Шап-кино-Юрьяхинского вала Денисовской впадины; ловушка — брахиантиклинальная складка, вытянутая на северо-запад. На место­рождении установлено 8 газоконденсатных залежей в терриген­ных коллекторах нижнего триаса, верхней перми и кунгурского яруса нижней перми и в карбонатных отложениях нижнепермско-каменноугольного возраста на глубине от 1461 до 2410м. Породы-коллекторы в терригенных отложениях представлены песчани­ками пористостью до 20%, проницаемостью 1,2 мкм², в карбонат­ных породах биоморфно-детритовыми и детритовыми известня­ками пористостью 18%, проницаемостью до 0,5 мкм². Пластовое давление на глубине 2400 м 26 МПа, t — 6 Г С. Начальные дебиты газа от 5 до 1430 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конден­сата 55,8 г/м³. Газ содержит метана 90 %, углекислого газа 2,9%, азота 4 %, сероводорода 0,07%.

ХОРЕЙВЕРСКАЯ НГО отвечает Хорейверской впадине, зани­мающей северную осевую часть Тимано-Печорской провинции. Здесь разведано большое число нефтяных месторождений с вы-сокодебитными залежами в карбонатных отложениях силура, нижнего и верхнего девона и пермо-карбона. Единичные залежи выявлены в карбонатных породах ордовика. Наиболее крупными месторождениями являются — Верхневозейское с основной высокодебитной залежью в карбонатных породах нижнего силура на глубине 3300 — 4000 м; Сандивейско-Баганская группа место­рождений с залежами в силуре, верхнем девоне и пермокарбоне. На северо-востоке НГО открыты крупные — Варкнавтское (им. Требса) и Оленье (им. Титова) — месторождения с основными зале­жами в карбонатных породах нижнего девона на глубине 4000 — 4200 м. В центральной части Хорейверской НГО выявлены Дюсушевское, Ардалинское, Западно- и Северо-Хоседаюское и другие месторождения, с основными залежами в рифогенных отложени­ях верхнего девона на глубинах до 3500 м, а на юго-востоке облас­ти с залежами в пермо-карбоне, силуре и ордовике открыты мес­торождения Салюкинское и Среднемакарихинское.

Верхневозейское нефтяное месторождение расположено в 75 км к северу от г. Усинска. Открыто в 1986 г., разрабатыва­ется с 1989 г. Площадь нефтеносности нижнесилурийской зале­жи 137,8км². Месторождение расположено в южной части Хорейверской впадины в пределах Рогозинского прогиба; ловушкой явля­ется высокоамплитудная структура (высота 360м), экранирован­ная с запада крупным Колвинским региональным разломом. На ме­сторождении установлено 4 залежи нефти в нижнесилурийских отложениях верхнеордовикско-нижнедевонского нефтегазоносно­го комплекса на глубине 3300—3450 м. Коллекторы — кавернозные, трещиноватые, пористые доломиты. Пористость 12 %, проница­емость 0,003 мкм²; начальное пластовое давление 39 МПа, t — 97°С. Начальный дебит нефти — 120 м³/сут. Нефть легкая, малосер­нистая, высокопарафинистая плотностью 0,822 г/см³, вязкость 6,9мПа-с, содержание серы 0,15%, парафина 7,14%.

Им. Романа Требса нефтяное месторождение расположено в 234 км к северо-востоку от г. Нарьян-Мара. Открыто в 1987 г. Месторождение по запасам относится к категории крупных. Око­ло 80 % извлекаемых запасов нефти содержится во IIпласте ниж­недевонской залежи, площадь нефтеносности которой 140 км². Ме­сторождение расположено в северной части Хорейверской впади­ны в пределах Садаягинской ступени. Ловушка — антиклинальная складка, разбитая разноамплитудными разломами северо-запад­ного простирания на 3 блока: Западный, Центральный и Восточ­ный. На месторождении установлены 3 залежи нефти в карбонат­ных отложениях нижнего девона в пластах А, I, II, залежь в карбо­натных отложениях доманикового горизонта верхнего девона средне-франского подъяруса, 2 залежи в карбонатах верхне-среднефранского возраста, включающих отложения евлано-ливенского, доманикового, ветлосянского и сирачойского горизонтов, и за­лежь в рифогенных карбонатных отложениях сирачойского гори­зонта верхнего девона верхнефранского подъяруса. Залежи нефти в отложениях нижнего девона и доманикового горизонта верхнего девона пластовые, стратиграфически и тектонически экраниро­ванные, а залежи в карбонатах верхнего девона массивные. Глуби­на залегания нижнедевонских залежей 4000—4200 м, в верхнем де­воне — 3600—3900 м. Коллекторы нижнедевонских залежей — мел­козернистые доломиты, слабопористые, кавернозные, трещино­ватые. Пористость до8%, проницаемость до 0,6 мкм². Коллекто­ры верхнедевонских залежей — доломиты и известняки, пористые, трещиноватые с чередованием плотных и проницаемых разно­стей. Пористость 8—10%, проницаемость 0,4 мкм². Пластовое давление и t на глубине 4016 м — 44,1 МПа и 94''С, а начальный де­бит по залежи Д_t-II — 117 м³/сут. Нефти основной залежи легкие

(0,825 г/см³), маловязкие (8,65мПа-с), высокопарафанистые (7,3%) и малосернистые (0,4 %).

Ижимка-Гаркское (Таркское) нефтяное месторождение рас­положено в 30 км юго-западнее Песчаноозерского месторождения. Связано с антиклинальной складкой. Продуктивными отложения­ми являются песчаники чарко-божской свиты нижнего триаса, в которых вскрыты две залежи нефти. Песчаники выдержаны по про­стиранию и характеризуются высокими коллекторскими свойства­ми. Нефти по качеству близки песчаноозерским, но имеют несколь­ко большую плотность. По запасам залежи относятся к средним.

Структурные элементы Хорейверской и смежных с ней НГО прослежены в южной части акватории Баренцева моря. Здесь от­крыто несколько нефтяных и нефтегазовых месторождений, наи­более крупным из которых является Приразломное с залежами в нижнепермских-каменноугольных отложениях. Для нефти и газа этих месторождений характерна повышенная сернистость; так, на Северо-Гуляевском месторождении содержание сероводорода в газе составляет 12,6%.

Приразломное нефтяное месторождение (рис. 47) располо­жено в 320 км к СВ от г. Нарьян-Мар. Открыто в 1989 г. По запа­сам относится к категории крупных. Приурочено к северной пе-риклинали вала Сорокина (Барандей-Адзьвинский мегавал). Раз­меры структуры 22x5,5 км, северо-западное простирание, юго-за­падное крыло осложнено крупным разрывным нарушением ампли­тудой 50—150 м, прослеживаемым по пермским, каменноугольным и девонским отложениям."Ловушка пластовая сводовая, тектони­чески экранированная. Основной нефтегазоносный комплекс — кар­бонатные каменноугольные и нижнепермские пласты. Глубина залегания нефтяных залежей 2260—2288 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина 32,7 и 20,4 м. Продуктивные пласты сложе­ны известняками пористыми, известняками перекристаллизованными и оолитовыми со средней открытой пористостью 23 и 17%; проницаемость отложений горизонта в среднем 0,15 мкм², второ­го — 0,08 мкм², t 52 и 54° С. Начальные дебиты нефти из первого горизонта 70 м³/сут, после солянокислотной обработки — 393 м³/ сут; при испытании второго горизонта дебит нефти соста­вил 19,9м³/сут. Плотность нефти 908—928кг/м³, вязкость 8,2— 12 МПа-с, содержание серы 1,89-2,3 %, парафина 0,14 и 0,12%.

Северо-Гуляевское нёфтегазоконденсатное месторожде­ние (рис. 48) расположено в 110км к северу от пос. Варандей.

Рис. 47. Приразломное нефтяное месторождение. Структурная карта кровли продуктивного пласта I (А) и схема корреляции продуктивных отложений (Б) (Б.А. Никитин, И.И. Хведчук, 1997): 1 — изогипсы, м: 2 — нефтесодержащие породы (карбонаты пермо- каменно-угольного воз­раста); 3 — разломы; 4 — разведочные скважины

Рис. 48. Северо-Гуляевское нефтегазовое месторождение (Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001). Строение в плане (А) и разрез (Б): 1 — песчаники; 2 — известняки; 3 — газ; 4 — нефть; 5 — изогипсы кровли продуктивных от­ложений, м; 6 — скважина: числитель — номер, знаменатель — глубина, м

Открыто в 1986 г. По запасам УВ относится к категории средних. Размеры месторождения 21x7 км. Приурочено к Гуляевскому валу северозападного простирания, размеры 20x120 км, амплитуда 300— 400 м. Восточное крыло структуры осложнено разрывным нару­шением амплитудой 50—60м. Ловушка пластовая сводовая. Основ­ные нефтегазоносные комплексы — терригенные верхнепермские и карбонатные каменноугольные и нижнепермские отложения. Глу­бина залегания нефтяных залежей 2212—2248 и 2260—2288м, газо­вой залежи — 2712—2815 м. Открытая пористость нефтеносных терригенных верхнепермских пластов 15 и 16%, газоносных камен­ноугольных—9 %. Плотность нефти 0,9 г/см³ в обоих горизонтах.

ВАРАНДЕЙ-АДЗЬВИНСКАЯ НГО объединяет структуры круп­ных валов Сорокина, Гамбурцева, Сарембой-Леккейягинского и др. На вале Сорокина разведана группа крупных нефтяных месторож­дений с залежами в нижне- и верхнедевонских, пермско-каменноугольных карбонатных, нижнепермских (кунгурских), верхнепер­мских и триасовых терригенных породах (Варандейское, Торавейское, Наульское, Лабоганское, Седьягинское, Хосолтинское и др.) на глубинах от 880 до

4100 м. Нефти в триасовом комплексе тяже­лые, имеют плотность в отдельных залежах до 0,955 г/см³.

К валу Гамбурцева приурочены средние по запасам место­рождения (Надейюсское, Хосырейское и др.) с залежами преиму­щественно в нижнедевонских известняках и доломитах на глу­бинах 2200 — 4300 м; к Сарембой-Леккейягинскому валу приуро­чены месторождения Северо-Сарембойское, Мядсейское, Тобойское и др., с залежами в верхне- и нижнедевонских карбонатных отложениях.

Наибольшей концентрацией УВ на суше характеризуются Колвинская и Хорейверская НГО, в которых преобладают нефтя­ные и нефтегазовые залежи. Наибольшими запасами УВ облада­ют среднедевонско- нижнефранские и верхневизейско-нижнепермские отложения. Для провинции характерны многопластовые месторождения нефти и газа (до 20 залежей). Наиболее крупны­ми и характерными месторождениями являются Усинское, Западно-Тэбукское, Возейское, Ярегское, Варандейское и др.

В целом по провинции основную долю начальных суммарных ресурсов содержат верхневизейско-нижнепермский и среднедевонско-нижнефранский НГК, они же отличаются и наибольшей концентрацией прогнозных и перспективных ресурсов. Есть все (основания считать Тимано-Печорскую провинцию одной из перс-

Рис. 49. Песчаноозерское нефтегазоконденсатное месторождение

(Э.В. Шипилов, P.P. Мурзин, 2001). Структурная карта по кровле отража­ющего горизонта А (чаркобожская свита) (А) и разрез (Б): 1 — изогипсы горизонта А, м; 2 — скважины; 3 — нефтяные залежи (В,, В₄, В₆, В,, Г₂); 4 — линии выклинивания коллекторов; 5 — скважины, давшие нефть; 6 — гра­ницы, обусловленные размывом; 7 — песчаники; 8 — залежи нефти; 9 — залежи газа

пективных в Европейской части России, где предусматривается обеспечить значительные приросты запасов УВ особенно за счет усиления поисково-разведочных работ на шельфе Печорского моря, где уже открыты также крупные месторождения: Приразломное, Северо-Гуляевское, Песчаноозерское (гн), Поморское (гк).

Поиск по сайту: