Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (НГП), включающая территорию Республики Коми, Ненецкого АО, небольшой части Пермской области, а также прилегающей акватории Печорского моря общей площадью 446 тыс. км² (в том числе акватории 123 тыс. км²), много десятилетий вызывает интерес как крупный центр нефтегазонакопления, на базе которого развивается региональный нефтегазодобывающий комплекс.

Планомерные нефтегазопоисковые работы в провинции ведутся с 1929 г., но основное развитие они получили в последние 40 лет, когда открытия ряда крупных высокодебитных нефтяных (Западно-Тэбукского, Пашнинского, Усинского, Возейского, Харьягинского и др.) и газоконденсатного Вуктыльского месторождений привлекли внимание к этому региону, что позволило быстро увеличить объемы геолого-разведочных работ, нарастить разведанные запасы нефти, газа и конденсата и организовать их добычу в значительных количествах.

К настоящему времени в Тимано-Печорской НГП открыто свыше 200 нефтяных и газовых месторождений, текущие разведанные запасы нефти которых превышают 1,3 млрд. т, свободного газа (включая газовые шапки) - 643,5 млрд. м³. Накопленная добыча на месторождениях провинции составила 404,8 млн. т нефти, 395,4 млрд. м³ свободного газа, 46,9 млн. т конденсата. Несмотря на эти показатели, Тимано-Печорская НГП сохраняет значительный геологический потенциал нефтегазоносности для наращивания добычи УВ-сырья в течение длительного периода XXI в.

Территория Тимано-Печорской НГП относится к категории средней геолого-геофизической изученности. Степень разбуренности меняется от высокой (более 100 м/км² в Омра-Сойвинском, Вуктыльском, Шапкина-Юрьяхинском, Мичаю-Пашнинском, Харьяга-Усинском и Сорокинском нефтегазоносных районах (НГР) до низкой (менее 10 м/км²) в Тобышско-Нерицком, Коротаихинском и ряде других НГР. Значительна дифференциация территории и прилегающего шельфа и по изученности геофизическими работами.

К началу 2000 г. общий накопленный объем опорного, параметрического и поисково-разведочного бурения в провинции составил 8304 тыс. м, т.е. средняя изученность бурением составила 25,7 м/км². На площадь 90 км² приходится одна глубокая скважина, что несколько выше среднероссийских показателей изученности бурением нефтегазоносных территорий.

Комплексная обработка большого массива данных бурения и геофизических материалов позволила провести надежное тектоническое и нефтегазогеологическое районирование территории провинции ( рис. 1 ). В большинстве выделенных нефтегазоносных областей (НГО) и НГР глубокими скважинами вскрыт полный разрез осадочного чехла вплоть до метаморфических сланцев и гранитов рифей-вендского фундамента. Наиболее глубокие скважины, пробуренные в восточной, наиболее прогнутой (до 10-12 км), части провинции, вскрыли осадочный чехол на 6,5-7,0 км.

В результате этих работ промышленная нефтегазоносность осадочных комплексов Тимано-Печорской НГП установлена в широком стратиграфическом диапазоне - от верхнеордовикских и нижнесилурийских до триасовых включительно, а территориально - практически в пределах всех основных тектонических элементов провинции, кроме не изученных бурением Коротаихинской впадины Предпайхойско-Предновоземельского прогиба и структур западного склона Урала. По этим данным выделены и обоснованы количественной оценкой ресурсы УВ восьми региональных нефтегазоносных комплексов (НГК): верхнеордовик-силур-нижнедевонский преимущественно карбонатный, среднедевон-нижнефранский терригенный, фран-турнейский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, визей-нижнепермский карбонатный, нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный, верхнепермский и триасовый терригенные. По трем слабоизученным комплексам (рифейскому, нижне-среднеордовикскому и юрско-меловому) в настоящее время дается только качественная оценка перспектив. В акваториальной части провинции стратиграфический диапазон отдельных НГК видоизменен.

В целом Тимано-Печорская НГП характеризуется весьма сложным геологическим строением, а выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы первого и второго порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение. По существу, в пределах каждого крупного тектонического элемента, НГО или крупного НГР приходится выявлять закономерности изменения каждого из выделяющихся в разрезе осадочных образований НГК и каждого из приуроченных к ним продуктивных горизонтов.

В провинции развиты практически все известные типы терригенных и карбонатных коллекторов с самыми разными фильтрационно-емкостными свойствами и самые различные по составу и удерживающим свойствам региональные и зональные покрышки. Столь же разнообразен набор встречающихся в провинции антиклинальных и куполовидных структур (часто осложненных тектоническими нарушениями) и неантиклинальных ловушек различного типа (рифогенных карбонатных построек, структурно-стратиграфических, структурно-литологических, рукавообразных песчаных тел руслового типа, баровых песчаных тел и т.д.).

Сочетание различных типов коллекторов, покрышек, структурных и сложных неструктурных ловушек обусловливает огромное разнообразие типов залежей и многопластовых месторождений, уже выявленных и разведанных в провинции, причем при достигнутой к настоящему времени изученности территории отчетливо выделяются зоны и области только нефтенакопления (Хорейверская впадина, Варандей-Адзьвинская структурная зона, центральная часть Ижма-Печорской впадины, южная часть Колвинского мегавала), зоны смешанного нефте- и газонакопления (районы юго-восточного склона Тимана, Омра-Сойвинское поднятие на юге Ижма-Печорской впадины, структуры Печоро-Кожвинского мегавала, Шапкина-Юрьяхинского, Лайско-Лодминского и северной части Колвинского валов и Малоземельско-Колгуевской моноклинали) и зоны преимущественного газонакопления (впадины Предуральского и Предпайхойского прогибов, Среднепечорское поднятие).

В силу исторического развития геолого-разведочных работ и становления промышленных центров добычи нефти и газа, современная картина распределения разведанных запасов этих полезных ископаемых по НГО и НГК Тимано-Печорской НГП весьма пестрая. Наибольшая часть начальных разведанных запасов нефти (текущие запасы и накопленная добыча) сосредоточена в Печоро-Колвинской (44 %), Хорейверской (20 %) и Ижма-Печорской (11 %) НГО, к остальным НГО приурочено всего 25 % начальных разведанных запасов нефти. Максимальная добыча нефти получена из месторождений Печоро-Колвинской (60 %) и Ижма-Печорской (31 %) НГО. Из НГК наибольшую концентрацию начальных разведанных запасов нефти имеют среднедевон-нижнефранский (33 %), визей-нижнепермский (22 %) и верхнеордовик-нижнедевонский (15 %). Показательно, что 20 лет назад доля последнего комплекса в общем балансе разведанных запасов нефти Тимано-Печорской НГП составляла всего 1 %.

Разведанные запасы газа сосредоточены в пяти НГО, при этом максимальные запасы приходятся на Печоро-Колвинскую (49 %) и Северо-Предуральскую (47 %). Доминирующее значение в обеих НГО имеет средневизей-нижнепермский НГК, на который приходятся соответственно 80 и 92 % запасов газа. Максимальная добыча газа (92 %) приурочена к Северо-Предуральской НГО, где открыто крупнейшее в провинции Вуктыльское газоконденсатное месторождение.

На рис. 2 отражена многолетняя динамика разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) нефти и газа Тимано-Печорской НГП. Современные представления о величине НСР УВ рассматриваемой провинции формировались постепенно и в значительной степени под воздействием успехов и неудач геолого-разведочных работ. Если в начале 60-х гг. НСР нефти материковой части провинции оценивались в 1,6 млрд. т, то по современной оценке они составляют 4,3 млрд. т. Более сложно развивались представления о потенциале газоносности провинции. За 60-е гг. оценка НСР газа была повышена с 1,1 до 5,9 трлн м³, чему способствовали открытия Вуктыльского, Лаявожского и других газовых и газоконденсатных месторождений. Вместе с тем при последующих геолого-разведочных работах прогнозы региональной газоносности палеозойских и мезозойских отложений в северных районах провинции, прежде всего Хорейверской НГО, подтвердились лишь частично, что обусловило снижение оценки НСР газа провинции до 2,4 трлн м³.

К настоящему времени ресурсы нефти оценены по всей перспективной площади Тимано-Печорской НГП и по всем подсчетным НГК. Наибольшая концентрация ресурсов нефти приходится на Печоро-Колвинскую (32 %), Хорейверскую (21 %) и Варандей-Адзьвинскую (19 %) НГО, а среди НГК - на верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-франский, фран-турнейский и средневизей-нижнепермский. Неразведанная часть ресурсов нефти (категорий C₃+Д) оценена в 2,1 млрд. т извлекаемых ресурсов и в основном связана с Печоро-Колвинской, Хорейверской, Ижма-Печорской и Варандей-Адзьвинской НГО. Достигнутая степень разведанности НСР нефти составляет 39 %, выработанность - 30 %.

Прогнозные ресурсы нефти распределены по глубинам следующим образом: до 3 км - 63 %, от 3 до 5 км - 33 %, от 5 до 7 км - ~ 4 %. Состав прогнозируемых нефтей характеризуется заметным усложнением по сравнению с таковым нефтей открытых месторождений. Преобладающая часть ресурсов (78,6 %) представлена нефтями с содержанием парафина 0,5-6,0 %, ресурсы сернистых нефтей составляют 62 %, в том числе высокосернистых - 19 %. Тяжелые нефти плотностью более 0,9 г/см³ составляют 22,5 % ресурсов, высоковязкие нефти - 6 %.

Ресурсы свободного газа оценены по Печоро-Колвинской, Северо-Предуральской, Тиманской, Ижма-Печорской НГО и Малоземельско-Колгуевскому самостоятельному НГР. На Северо-Предуральскую НГО приходится свыше 62 % НСР, а среди НГК доминирует визей-нижнепермский (57 %). Прогнозные ресурсы газа составляют 1,3 трлн м', из которых 48 % сосредоточено во впадинах Предуральского прогиба. По глубине залегания они распределены следующим образом: до 3 км - 45 %, от 3 до 5 км - 30 %. от 5 до 7 км - 25 %. Прогнозируется преобладание газов с повышенным содержанием тяжелых гомологов, а также сернистых газов, доля которых может возрасти до 50-60 %.

Ресурсы конденсата оценены по Северо-Предуральской, Печоро-Колвинской и Ижма-Печорской НГО. В Северо-Предуральской НГО сосредоточено 78 % НСР конденсата и 83 % прогнозной части этих ресурсов.

В целом по материковой части Тимано-Печорской НГП средняя плотность начальных суммарных геологических ресурсов УВ составляет 54,6 тыс. т/км², изменяясь от 219 тыс. т/км² в Варандей-Адзьвинской НГО до 18,4 тыс.т/км² в Ижма-Печорской. Северная часть провинции (Ненецкий АО) имеет почти двойное превышение средней плотности ресурсов УВ над южной (Республика Коми) - соответственно 79,6 и 41,7 тыс. т/км².

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы прилегающего шельфа Печорского моря оценены по сумме УВ в 4,9 млрд. т (извлекаемые). Средняя плотность начальных ресурсов УВ на шельфе совпадает с плотностью ресурсов северной части провинции.

Данные о разведанности ресурсов нефти и газа Тимано-Печорской НГП приведены в таблице . Начальный потенциал этих ресурсов реализован соответственно на 39 и 43 %, но по отдельным НГО и НГК показатели разведанности весьма дифференцированы. Так, в старом нефтедобывающем районе провинции - Тиманской НГО - свыше 80 % ресурсов нефти уже переведено в запасы месторождений и в значительной степени выработано. Наименее разведаны ресурсы Северо-Предуральской НГО, где возможно открытие крупных нефтяных и газовых месторождений.

Наиболее показательна дифференциация разведанности ресурсов УВ по отдельным НГК. Анализ показывает, что основные нефтесодержащие комплексы (верхнеордовик-нижнедевонский, среднедевон-нижнефранский, фран-турнейский) разведаны в среднем на 30-57 %, но сохраняют значительные прогнозные ресурсы нефти. Нижний из этих комплексов практически не разведан в Печоро-Колвинской НГО, фран-турнейский комплекс с высокой эффективностью разведывается на большей части провинции (Хорейверская впадина и др.) и обеспечил в последнее десятилетие основной прирост запасов нефти. Невысокая разведанность НСР нефти характерна для среднедевон-нижнефранского и визей-нижнепермского комплексов в Варандей-Адзьвинской НГО (20-29 %).

Прогноз неразведанных ресурсов газа Тимано-Печорской НГП менее надежный, так как практические результаты геолого-разведочных работ на газ по ряду НГО и НГК недостаточно определенные. Основной газоносный комплекс - визей-нижнепермский - разведан на 61 %, но разведанность большинства других комплексов невысокая и в целом позволяет рассчитывать на значительный прирост запасов газа. В особенности привлекает внимание потенциал триасового НГК, который продуктивен во многих арктических регионах мира.

Таким образом, в XXI в. Тимано-Печорская НГП имеет значительные, еще не освоенные ресурсы нефти и газа и остается крупным перспективным объектом развития нефтяной и газовой промышленности европейской части России. Близость к основным внутренним энергопотребителям, а также действующим и проектируемым системам экспортных нефте- и газопроводов делает этот регион наиболее благоприятным для целевого развития с длительной сырьевой ориентацией.

Крупный и привлекательный для зарубежных инвесторов перспективный объект представляет собой шельф Тимано-Печорской НГП, где при относительно слабой изученности открыты и подготавливаются к разработке первые нефтяные месторождения.

Dynamics of extent of exploration of oil and gas complexes distinguished within sedimentary cover seguence by main large tectonic elements of the province is given Commercial oil and gas content of sedimentary complexes is established as of 01 1999 in wide stratigraphic range from Upper Ordmcian and Lower Silurian to Upper Permian and Triassic deposits and Jurassic ones on the shelf of Barents sea By the beginning of 2000, more than 200 oil, gas and gas condensate fields were discovered in the province including such large by reser ves as Usmskoye, Voseiskoye and Khanaginskoye oil fields, Vuktilskoye, Layavozhskoye, Vastlkovskoye gas condensate ones First large fields have been discovered on the shelf of Barents and Pechora Seas that much increases the prospecting assessment of the European North making it as attractive object for foreign investors In essence, during last 40 years on the European North a new large raw material base with the ef forts of exploration geologists was explored for oil and gas production in this region in significant volumes Despite of large volume of explored reserves (current recoverable oil reserves of more than 1.3 bin t and free gas including gas caps - 643 bin cu m ), Timano Pechora oil and gas province holds a significant potential for further increase of hydrocarbon production during the long period of the XXIth century

Таблица

*Оценка прогнозных ресурсов требует уточнения.

Границы: 1 - Тимано-Печорской НГП, 2 - НГО (цифры в кружках): 1 - Тиманская, 2 - Ижма-Печорская. 3 - Печоро-Колвинская, 4 - Хорейверская, 5 - Варандей-Адзьвин-ская, 6 - Северо-Предуральская, 7 - Малоземельско-Колгуевская; 3 - районы неглубокого залегания и выхода фундамента на поверхность; месторождения: 4 - нефтяные, 5 - нефтегазовые и газонефтяные, 6 - газовые и газоконденсатные (1 - Вуктыльское, 2 - Пашнинское, 3 - Ярегское, 4 - Усинское, 5 - Возейское, 6 - Лаявожское, 7 - им. Р. Требса, 8 - Песчаноозерское, 9 - Поморское, 10 - Приразломное, 11 - Северо-Гуляевское); крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Тиманская гряда. II - Уральская складчатая система