Колвинский мегавал

Cтраница 3

Особенности нефтеи V генотипа ( визейско-нижнепермские отложения) - очень низкие значения коэффициента Ц, повышенное содержание ароматических структур и ванадиевых порфиринов, высокое содержание сернистых соединений, которые представлены в отличие от нефтеи других генотипов бенз -, дибенз - и нафтобензтиофенами. Исходное 0В для нефтеи V генотипа, по-видимому, было не однотипно по составу. На это указывают различия нефтеи Ижма-Печорской впадины, вала Сорокина и Колвинского мегавала. В первых нефтях преобладают нафталиновые, а в остальных фенантреновые УВ. Приведенные данные свидетельствуют о том, что в пределах Тимано-Печорской НГП существовало несколько зон генерации, ОВ в которых было неоднотипным. Однако, несмотря на специфику состава ОВ в разных зонах генерации, для всех нефтеи отмечается и ряд общих свойств в структуре УВ, отмеченных выше. [31]

На Лаявожском месторождении в Денисовской впадине на этих же глубинах коллекторские свойства значительно лучше, пористость 12 %, проницаемость - 0 039 мкм2, что видимо, связано с меньшими палеоглубинами, чем на Ярейюском месторождении. Это подтверждается палеотемпературными реконструкциями по данным изучения отражательной способности витринита. Характерный разрез среднедевонских отложений вскрыт на Усин-ском нефтяном месторождении в южной части Колвинского мегавала. Данное месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке размерами 33X12 км и амплитудой около 400 м по сред-недевонским отложениям. [32]

Большое значение для дальнейшего развития нефтегазодобывающей промышленности имеют районы севера европейской части СССР, включающие Коми АССР и Архангельскую область, расположенные в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. На территории провинции нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от нижнесилурийских до триасовых отложений. Нефтяные залежи выявлены в основном в южной части Ижма-Печорской впадины, на Колвинском мегавале, в южной части Хорей-верской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоне, газовые и газоконденсатные - в пределах Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкино-Юрьяхинского и Лайского валов, Денисовской и Верхнепечорской впадин. В этой нефтегазоносной провинции геологоразведочные работы проводят Архангельское и Ухтинское территориальные геологические управления ( ТГУ) и в небольшом объеме - объединения Коминефть и Комигазпром. [33]

В пределах Печорского НГБ выявлены АВПД. Само существование АВПД предполагает наличие непроницаемых границ и пластово-блоко-вое строение той или иной части разреза. Наиболее ярко выражена зона АВПД, приуроченная к Инзырейской структуре, расположенной в зоне сочленения Хорейверской впадины и Колвинского мегавала. Эти разломы пересекаются на юге структуры, как бы замыкая блок. Амплитуда смещения в ордовикско-нижнедевонских отложениях составляет 1 - 1 2 км. В вышележащих отложениях эти разломы также прослеживаются, хотя и с меньшей амплитудой, переходя во флексуры в мезозойских отложениях. Это свидетельствует о том, что существующие здесь геологические условия предполагают хорошую изолированность Инзырейской структуры в плане. [34]

НГП в тектоническом отношении приурочена к Печорской синеклизе, которая осложняет северо-восточную часть Русской плиты. Мощность осадочного чехла в центральной части достигает 4 5 км. Синеклиза, в свою очередь, осложнена рядом мега-валов, валов и впадин, включая: Печоро-Кожвинский мегавал, Колвинский мегавал, Ижма-Печорскую, Денисовскую и Хорей-верскую впадины. [35]

Южно-Хыльчуюское 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 пластахкунгура нижней перми и две залежи газа в терригенных отложениях верхней перми. Приурочено к северной части Колвинского мегавала. [36]

НЕФТЕРАЗВЕДОЧНАЯ ЭКСПЕДИЦИЯ № 5 Ухтинского ТГУ, образована 1 апр. Архангельскому территориальному геологическому управлению и переименована в Нарьян-Марекую нефтегазоразведочную экспедицию глубокого бурения, после акционирования ГПАГ вошла в состав ЗАО Севергеолдобыча, объединившее НМ НГРЭ, НМ ВМУ, НМ АТП, НМ ТУ, ПГФЭ, ТПСЭ. Геолого-разведочные работы на нефть и газ на Малоземельско-Колгуевской моноклинали, в Денисовском прогибе, Колвинском мегавале, Централь-но - Хорейверской впадине, и др. Открыто и разведано свыше 20 месторождений нефти и газа: Коровинское, Верхне-Харицейское, Инзырейское, Верхне-Шапкинское, Сарутаюское, Северо-Харьягинское, им. Висовое, Хосолтинское и др. Работающих в 1995 - 620 чел. [37]

Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной области ( по Данным УТГУ и КФ ВНИИГаз. [38]

В основании осадочного чехла расположен ордовикско-нижнедевонский преимущественно карбонатный комплекс, представленный породами ордовика, силура и нижнего девона. Девонские отложения в нижней части ( эйфельский, живетский, франский ярусы) образованы преимущественно терригенными породами, в верхней - известняками и доломитами. Породы турнейского яруса нижнего карбона на севере провинции составлены известняками и доломитами мощностью до 300 м, в Верхнепечорской впадине - мощной ( до 500 - 800 м) песчано-глинистой толщей, в Хорейверской впадине и в южной части Колвинского мегавала - отсутствуют. [39]

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 Возей-ским горстообразным выступом. Колвинский мегавал возник на месте одноименной системы грабенообразных прогибов, заполненных мощной толщей позднеордовикско - раннедевонского возраста. 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-Адзьвин - ской структурной зоной, на юго-востоке - с грядой Чернышева. [40]

Обзорная карта месторождений нефти и газа Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. [41]

В настоящее время доля этих месторождений в общей добыче остается невысокой. Новый этап в освоении Тимано-Печорской провинции начался в конце 50 - х годов, когда фронт поисково-разведочных работ стал перемещаться в громадные неизученные районы к северо-востоку от известных площадей. Значительное число месторождений нефти и газа в отложениях силура, девона, карбона и перми было открыто в Печорской впадине, в том чилсе Западно-Тэбукское и Пашнинское. В 1964 г. в отложениях пермо-карбона было открыто Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Предуральского прогиба, а затем открыты месторождения Усинское, Возейское на Колвинском мегавале, месторождения Печорогородское, Печорокожвинское и Кыртаельское на Печоро-Кожвинском мегавале и ряд месторождений на Шапкино-Юрьяхинском вале, а также отдельные месторождения в других геотектонических зонах. [42]

Ордовикско-силурийско-нижнедевонские отложения относятся к нижнему нефтегазоперспективному комплексу и характеризуют начальные этапы формирования платформенного чехла. К ордовикскому времени относится начало формирования Уральской геосинклинальной системы, продолжавшей развиваться в раннем и среднем палеозое. Основная суша, служившая областью сноса терригенного материала, располагалась на западе ( Балто-Сарматский материк) и возможно на севере, в районах Тимана и Южно-Баренцевской впадины. Локальными источниками сноса служили поднятия Печорской синеклизы: Большеземельский, Лайский, Адзьвинский и другие своды. В западных районах Тимано-Печорской провинции ( ТПП) разрез характеризуется преимущественно терригенным составом и вероятным отсутствием ордовикской части. Аналогичный разрез предполагается в южной части о. Колгуев и на прилегающем участке шельфа. В грабенообразных прогибах, расположенных на месте современных Шапкино-Юрьяхинского вала и Колвинского мегавала и их экваториального продолжения, предполагается полный разрез комплекса, включающий ордовикские отложения. В нижней части вскрытого разреза встречены битуминозные доломиты с прослоями аргиллитов, сменяемых вверх по разрезу органогенно-обломочными известняками, доломитами и мергелями суммарной мощностью до 2 5 км. В пределах древних палеоподнятий Лайского и Носового, конседимента-ционно развивающихся до настоящего времени, мощность силурийско-нижне-девонских отложений сокращена до 0 5 - 0 7 км за счет выпадения из разреза низов толщи. [43]

Страницы: 1 2 3