Ижма-Печорская впадина

Общая характеристика

В целом, для территории характерно развитие пликативных пологих дислокаций брахиантиклинального и куполовидного типов, при почти полном отсутствии тектонических нарушений в осадочном чехле

Районирование территории по структурам 1 порядка:

1. Нерицкая ступень
2. Ерсинская депрессия
3. Ижемская ступень
4. Восточный борт Ижма-Печорской впадины
5. Орма-Лыжская седловина

Нефтегазоносный комплекс

В отношении Ижма-Печорской впадины выделяют:

• Вендско-ордовикский карбонатно-терригенный красноцветный; максимальная вскрытая мощность до 0,8-1,0 км.  Незначительные нефтегазопроявления на Омра-Сойвинском выступе (юг Ижма-Печ.вп.);
• Верхнедевонский карбонатный; до 2000 м; развит по всей территории ТПП,15 залежей нефтив пластовых ловушках и рифовых массивах (Западный Тэбук, Джьерское, Чибьюское, Ярегское, Аресское, Савиноборское и др.);
• Кунгурско-верхнепермский (нижне-верхнепермский) терригенно-карбонатно-галогенный в нижней части, терригенный в верхней; развит по всей территории ТПП, мощность 100-300 м; содержит многочисленные песчаные пласты невыдержанные по мощности и коллекторским свойствам;6 литологически ограниченных залежей нефти в Ижма-Печорской НГО.
• Основной - среднедевонско-нижнефранский НГК, разведаны газонефтяные Нибельское, Верхне- и Нижнеомринское месторождения па глубинах 900— 1200 м, крупное Западно-Тэбукское многопластовое месторождение, группа месторождений Мичаго-Пашнинского вала др.

Закономерность распространения коллекторов по разрезам, условия формирования

Исходя из сравнительного анализа НГК, условий формирования и особенностей размещения УВ в осадочном чехле и на крупных структурах Тимано-Печорской провинции в ее границах выделена самостоятельная Ижма-Печорская нефтегазоносная область, связанная с одноименной впадиной на юге Тимано-Печорской провинции. (Всего выделено 10 НГО и один самостоятельный НГР).

На севере Ижма-Печорской НГО промышленные скопления УВ не обнаружены, следовательно, в этой части области не реализовались условия, благоприятные для скопления нефтематеринских и коллекторских пород. Южнее, на территории республики Коми, они выявлены, главным образом, в узком стратиграфическом диапозоне – в рифогенных отложениях франского и фаменского ярусов верхнего девона. Соответственно можем прийти к выводу, что осадконакопление в это время шло в условиях мелководья в умеренно-теплом климате без значительного привноса терригенного материала.

В среднедевонско-нижнефранском НГК разведаны газонеф¬тяные Нибельское, Верхне- и Нижнеомринское месторождения на глубинах 900 – 1200 м, крупное Западно-Тэбукское многоплас¬товое месторождение, группа месторождений Мичаго-Пашнинского вала и ряд других. 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. месторожде¬ния) и в центральной части Ижма-Печорской впадины (Низевое и Макаръельское месторождения).

Рассмотрим закономерность распространения коллекторов и условия их формирования на территории Ижма-Печорской НГО на примере Западно-Тэбукского нефтяного месторождения.

Западно-Тэбукское нефтяное месторождение (рисунок 1) рас¬положено в 60 км восточнее г. Ухты. Открыто в 1959 г., разраба¬тывается с 1962 г. Приурочено к пологой (3 – 5°) брахиантиклинальной складке в южной части Ижма-Печорской впадины. Ее раз¬меры 15x4 км, высота 100 м. Наиболее рельефна структура по кровле карбонатных верхнедевонских отложений, что обуслов¬лено наличием верхнефранского рифового массива. Месторожде¬ние многопластовое. Залежи, выявленные по всему разрезу девона в интервале глубин 1300 – 2000 м, объединены в два этажа неф¬теносности.