Главная Особенности строения нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции
Особенности строения нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции Печать E-mail

Нижнедевонские отложения севера Тимано-Печорской провинции (ТПП) отличаются разнообразием фаций, изменением толщин и стратиграфического объёма

ЮРЬЕВА З.П.
ОАО «Архангельскгеолдобыча», Россия

Нижнедевонские отложения севера Тимано-Печорской провинции (ТПП) отличаются разнообразием фаций, изменением толщин и стратиграфического объёма. Зоны развития отложений соответствуют палеовпадинам, которые существовали в досреднедевонское время. Максимальная толщина достигает 1500-2000 м. Стратиграфический объём и толщина уменьшаются на склонах палеоподнятий. Отложения отсутствуют в их сводовых частях. Глубины залегания изменяются от 1200 м до 4200 м [3]. На дневную поверхность нижний девон выходит на Приполярном Урале и Тимане.

Важной особенностью нижнедевонских отложений является циклическое строение. Это облегчает корреляцию разнофациальных толщ по промыслово-геофизическим данным. Раннедевонские отложения формировались в условиях морского шельфа. Общая регрессивная направленность осадконакопления в раннем девоне проявляется в характере отложений лохковского, пражского и эмского возраста.
Нижний девон представляет собой единый осадочный цикл. Лохковский ярус разделяется в свою очередь на два цикла, которые соответствуют овинпармскому и сотчемкыртинскому горизонтам местной стратиграфической схемы. Они прослеживаются в разрезах различных тектонических зон. Надёжность корреляции обеспечивается биостратиграфическими и литологическими критериями.

Серия реперных толщ, пачек, пластов помогают сопоставлять разнофациальные и различные по толщине отложения лохковского яруса [4]. Маркирующие пласты и пачки рассматриваются как изохронные поверхности при корреляции отложений. С их помощью установлено, что на склонах палеоподнятий уменьшается толщина горизонта не только конседиментационно, не только за счёт эрозии верхней части отложений, но и за счёт выпадения базальных пластов овинпармского горизонта. На восточном склоне Большеземельского палеоподнятия можем наблюдать клиноформное строение нижнего девона.

Овинпармские сероцветные глинисто-карбонатные, карбонатные отложения (хатаяхинская свита) широко развиты на территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны (ВАЗ), в восточной зоне современной Хорейверской впадины. Косью-Роговской впадине, в южной части Колвинского мегавала. Толщина хатаяхинской свиты изменяется от единиц метров до 1100 м. В Денисовской впадине овинпармскому горизонту соответствует кумжинская свита (120-600 м), сложенная терригенными сероцветными и красноцветными породами.

Глинистые и сульфатно-карбонатные отложения сотчемкыртинского горизонта соответствуют торавейской свите (200-400 м). В северо-западных разрезах её аналог (ванейвисская свита) сложен мелководными морскими красноцветными отложениями.

Терригенные, сульфатно-карбонатные образования пражского и эмеского ярусов завершают разрез нижнего девона. На северо-востоке Варандей-Адзьвинской структурной зоны толщина их составляет 300-350 м. Эмсские отложения вскрыты неполностью на севере Колвинского мегавала. Они представлены светло-серыми и красноцветными террогенными отложениями.

Но, пожалуй, основной особенностью нижнего девона является промышленная нефтеносность. Около двух десятков месторождений нефти открыто на севере Тимано-Печорской провинции, где промышленно нефтеносносными являются нижнедевонские овинпармские отложения. В Варандей-Адзьвинской структурной зоне, в восточной части Хорейверской впадины нефть содержат карбонатные коллекторы горизонта.

Одновозрастные терригенные пласты содержат залежь нефти на Колвинском мегавале [2]. Гранулярные нефтенасышенные коллекторы пражского яруса увеличивают стратиграфический диапазон нефтеносности нижнего девона на северо-востоке провинции.

Отчётливо прослеживается зависимость положения залежей нефти от изменения фаций. В северной части ВАЗ регрессивные части двух циклов, составляющих овинпармский горизонт (пачки II и IV) представлены известняками и вторичными доломитами. Карбонатные биогенные коллекторы содержат нефтяные залежи. Трансгрессивные части (пачки -1 и III) сложены глинистыми и карбонатно-глинистыми породами и служат флюидоупорами.

Пять продуктивных карбонатных пластов пачки II овинпармского горизонта являются основным объектом разработки месторождений на Медынском вале. Флюидоупором служат глинистые породы пачки III. Южнее, на Северо-Сарембойском месторождении, к диапазону нефтеносности присоединяются кохлекторы ковельной пачки IV. На Сарембойском месторождении, месторождениях вала Гамбурцева отложения пачки III утрачивают свойства флюидоупора и вместе с породами пачки IV представляют продуктивный интервал нефтеносных карбонатных коллекторов.

В зоне клиноформного залегания нижнего девона на восточном склоне Болшеземельского палеоподнятия также проявляется зависимость положения пластовых овинпармских залежей нефти от фациальных особенностей отложений. Залежи месторождения им. Р. Требса находятся в карбонатных коллекторах пачек II и IV. На месторождениях Колвинском, им. А. Титова продуктивными являются пласты вторичных доломитов пачек III и IV.

Условия осадконакопления в раннем девоне и воздействие более поздних геологических факторов обусловили формирование пород-кохлекторов. Осадконакопление в пределах ВАЗ было особенно благоприятным для формирования природных резервуаров [1 ]. Сложность строения карбонатных коллекторов определяется избирательностью процессов выщелачивания во время предсреднедевонского и предраннефранского перерывов осадконакопления. На формирование фильтрационно-емкостных свойств пород существенное влияние оказали доломитизация, трещинообразование и выщелачивание. Наиболее интенсивно процессы выщелачивания затронули овинпармские породы с органогенной структурой и в трещиноватых разностях.

Особенностью месторождений нефти в нижнем девоне является многопластовое строение. Выявлены пластовые сводовые залежи в овинпармских карбонатах на Тобойском, Мядсейском, Северо-Сарембойском и других месторождениях.

Ловушки нефти с различным экранированием установлены в зоне мощного выклинивания нижнедевонской карбонатной толщи на восточном склоне Болыыеземельского палеоподнятия. Пластовые стратиграфически экранированные залежи открыты на месторождениях им. А. Титова, Колвинском. Комбинированные с тектоническим и стратиграфическим экранами известны на месторождениях им. Р. Требса, в южной части вала Сорокина. Стратиграфическое экранирование залежей обусловлено угловым несогласным перекрытием коллекторов глинистыми нижнефранскими породами. Здесь проявляется важное и надёжное условие сохранения залежей нефти - флюидоупор непосредственно налегает на резервуар.

Массивные залежи, экранированные разломами, известны на месторождениях вала Гамбурцева. В терригенных пражских песчаниках Тобойского месторождения установлена пластовая литологически ограниченная залежь нефти.

При изучении нижнедевонских отложений Тимано-Печорской провинции выявлены особенности их строения:

- разнообразие фаций, изменение толщин и стратиграфического объёма;

- регрессивная направленность осадконакопления в раннем девоне и циклическое строение разрезов:

- промышленная нефтеносность отложений нижнего девона, зависимость положения залежей нефти от изменения фаций;

- разнообразие типов залежей нефти, которое обусловлено различным экранированием пластовых и массивных ловушек.

Литература

Дузин В.И., Симоненко Е.П., Зарипова В.В. Выделение и оценка карбонатных коллекторов нижнего девона Тимано-Печорской провинции на примере Западно-Лекейягинского месторождения. Проблемы и основные направления научных исследований в ОАО «Архангельскгеолдобыча». М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. С. 29-45.
Майдль Т.В., Малышев НА., Чупров B.C. Особенности строения и нефтегазоносности нижнедевонских отложений Колвинского мегавала. Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений (Материалы 2-го Всероссийского литологического совещ. и 8-го Всероссийского симпозиума по ископ. кораллам и рифам). //Ин-т геологии КНЦ УрО РАН, Сыктывкар, 2001. С. 150-151.
Мартынов А.В. Строение нижнедевонского природного резервуара северо-востока Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. //Тезисы докладов международного симпозиума "Геология девонской системы". Сыктывкар. 2002. с. 280-282.
Юрьева З.П. Реперные уровни при корреляции девонских поддоманиковых отложений (северная часть Тимано-Печорской провинции) Актуальные проблемы геологии горючих ископаемых осадочных бассейнов европейского севера России: (Материалы всероссийской конференции. Сыктывкар. 2000 г.) //Ин-т геологии Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар. 2000. С. 174-175.

Материалы международной конференции "Нефть и газ арктического шельфа - 2004"

Еще статьи по теме "Месторождения":

Анализ вариантов обустройства Штокмановского газоконденсатного месторождения

Рыбохозяйственная деятельность в условиях освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения

Решение экологических проблем при освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения

Использование методов предконцентрации для доизвлечения ценных компонентов из отвальных хвостов Аллареченского месторождения

Проект по сжижению природного газа с месторождения Snоhvit - успех в Арктике

Освоение Штокмановского месторождения

Подготовка специалистов для проекта по освоению Штокмановского месторождения


busy
 

Язык сайта:

English Danish Finnish Norwegian Russian Swedish

Популярное на сайте

Ваш IP адрес:

3.237.66.86

Последние комментарии

При использовании материалов - активная ссылка на сайт https://helion-ltd.ru/ обязательна
All Rights Reserved 2008 - 2020 https://helion-ltd.ru/

@Mail.ru .