Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности северной (акваториальной) части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна

Заключение.

Акваториальная часть Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна является одним из первых районов, с которым связывается ближайшее начало освоения морских запасов углеводородов российских северных акваторий. Открытые здесь месторождения только подтверждают оптимистические ожидания. Однако, эта часть бассейна отличается своими особенностями геологического строения, истории развития и процессами формирования нефтегазоносности.

В данной работе предпринята попытка обобщить геологический материал по рассматриваемой территории, собрать и проинтерпретировать результаты геохимических исследований как флюидов акваториальной части, так и возможных нефтегазоматеринских пород, и, на основе собранного материала, воссоздать возможную историю формирования нефтегазоносности с использованием современных технологий.

В качестве инструмента, позволяющего решать подобные задачи, была использована компьютерная программа , которая позволяет реконструировать процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени. Для восстановления палеотеплового режима, изменяющегося во времени, использовалась компьютерная программа <Гало>. В результате, была построена геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части бассейна.

Площадная зональность в распределении фазового состава флюидов в залежах акваториальной части бассейна (в восточной части выявлены преимущественно нефтяные месторождения; в западной - газовые и газоконденсатные), как показала созданная геолого-геохимическая модель, обусловлена существованием двух очагов нефтегазообразования: Печоро-Колвинского и Варандей-Адзъвинского. В первом выявлены процессы как нефте-, так и газогенерации, во втором - преобладают процессы нефтегенерации.

В западной зоне, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, залежи газообразных углеводородов образуются за счет вертикально мигрирующих палеозойских газов преимущественно нефтематеринских палеозойских пород, находящихся в главной зоне газообразования. Кроме этого, в формировании газонефтеносности участвуют латерально мигрирующие с северной стороны углеводороды нефтегазоматеринских пород Южно-Баренцевской впадины. Для восточной зоны основным процессом формирования залежей является вертикальная миграция и смешение жидких углеводородов палеозойских нефтегазоматеринских пород, при этом основной вклад в формировании нефтяных залежей вносят визейские нефтематеринские толщи.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Геолого-геохимическая модель формирования нефтегазоносности акваториальной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна позволила установить историю реализации углеводородного потенциала нефтегазоматеринских пород (периоды генерации, миграции и эмиграции углеводородов). Выявлено, что на современном этапе развития бассейна процессы нефтегазообразования протекают только в верхнефранско-турнейском, визейско-нижнепермском и верхнепермско-триасовом нефтегазоносном комплексе, в пределах которых основными нефтегазоматеринскими толщами являются доманиковые, визейские, нижне-верхнепермские и триасовые отложения.

2. Степень реализации нефтегазоматеринского потенциала на современном этапе развития бассейна составляет: для нижнепалеозойских нефтегазоматеринских пород - 100%, для верхнедевонско-нижнекаменноугольных - 80%, для нижнепермских - до 20%. Верхнепермско-триасовые НГМП в пределах восточной части Варандей-Адзъвинской структурной зоны находятся в зоне нефтегенерации (МК_1-2), на остальной территории - на начальных стадиях катагенетического преобразования (протокатагенез).

3. В современном разрезе рассматриваемого региона положение <главной зоны нефтеобразования> контролируется глубинами 1400-1600 м - 3600-4200 м. Наибольшая глубина главных зон нефте- и газообразования соответствует переходному участку между Хорейверской впадиной и Варандей-Адзъвинской структурной зоной.

4. Основные очаги нефте- и газообразования в акваториальной части Тимано-Печорского бассейна расположены в ВАСЗ и в Печоро-Колвинском авлакогене. В первом генерируются преимущественно жидкие углеводороды, во втором - как жидкие, так и газообразные углеводороды. Дифференциация очагов нефте- и нефтегазогенерации явилась основой прогноза фазового состава углеводородов на перспективных структурных объектах.