Особенности нафтидогенеза в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн расположен в северо-восточной части Европейской платформы и по структурно-тектоническому положению относится к окраинно-плитной структуре перед Новоземельско-Уральским складчатым поясом. По эволюционному развитию принадлежит к группе гетерогенных осадочных бассейнов. Он сформировался на фрагментах фундамента позднедокембрийского бассейна в краевой части эпибайкальской плиты. Именно это определило активный унаследованный тектонический режим развития Тимано-Печорского осадочного бассейна.

Нефтегазоносность осадочных толщ зависит от многих факторов, определяющими среди которых являются соотношения во времени и пространстве процессов нефтегазообразования и нефтега-зонакопления. Эти процессы во многом контролируются эволюцией осадочно-породных бассейнов, отвечающей за распределение в разрезе основных «формирующих» нефтегазоносность элементов: генерирующих толщ, коллекторов, способных аккумулировать углеводороды, и флюидоупоров, которые в состоянии удерживать их скопления.

Как показали проведенные исследования палеозойских отложений Тимано-Печорского осадочного бассейна, составы нефтей и газов несут чет- кую геохимическую информацию о биофациальных условиях накопления органического вещества и термической зрелости углеводородов. Широкое распространение отложений с потенциальными коллекторскими свойствами в палеозойском разрезе Тимано-Печорского осадочного бассейна, разнообразие их нефтегазогенерирующего потенциала и распределения в них природных резервуаров, зависимость от их строения продуктивности зон и районов нефтегазонакопления определили аспекты данной работы.

Геолого-структурная характеристика Тимано-Печорского осадочного бассейна

Тимано-Печорский осадочный бассейн структурно принадлежит к погруженной северовосточной части Европейской платформы. В континентальной своей части он составляет площадь около 320 млн км ² , а объем осадочных пород – 1.8 млн. км ³ [1]. В его пределах выделяются крупнейшие региональные структуры первого порядка: Тиманская гряда, Печорская синеклиза, Пред-уральский краевой прогиб и западная мегазона Урала, включающая Северный, Приполярный и Полярный Урал (рис. 1). Складчатое позднедокембрийское основание выходит на дневную поверхность только в сводах поднятий на Канино-Тиманской гря-

ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА ПЕЧОРСКОЙ ПЛИТЫ

Рис. 1. Структурно-тектоническое районирование Тимано-Североураль-ского региона (по: Тектоническая карта, 1985; Малышев, 2002).

де, Урале, Пай-Хое и южном острове Новой Земли. В бассейновой части фундамент вскрыт скважинами на глубинах от 0.5 км (восточный склон Тимана) до 4.5-5.0 км (север Печорской синеклизы). Платформенный чехол Тимано-Печорского бассейна имеет весьма непостоянную мощность, изменяющуюся от 10–14 км во впадинах Предуральского краевого прогиба до 4–7 км в центральных частях впадин Печорской синеклизы. На сводах и поднятиях мощность чехла обычно не превышает 3–4 км, а на Тиманской гряде и в осевой зоне Урала за счет глубокого эрозионного среза она сокращена до нуля [1].

В строении платформенного чехла Тиман-ской гряды участвуют отложения от лландоверий-ского до татарского яруса включительно, мощность которого изменяется от 0 до 2 км. На Южном и Среднем Тимане распространены отложе- ния среднего-верхнего девона с покровами базальтов. Со стратиграфическим несогласием их перекрывают визейско-нижнепермские отложения. В отдельных впадинах развиты верхнепермские породы, а мезозойские образования обнаружены лишь на склонах гряды [2]. В структуре Печорской синеклизы платформенный чехол имеет наиболее полный и мощный разрез в северной и северо-восточной частях синеклизы. Общая мощность платформенного чехла изменяется от 0.8 км на Се-дуяхинском валу до 7.5–8 км на севере Колвинского мега-вала. Разрезы осадочного чехла от ордовика до кайнозоя, вскрытого буровыми скважинами, представлены широким фациальным спектром отложений: от континентальных песчаников и глин, лагунных эвапоритов, прибрежно-морских песчаников и глин до морских мелководных и относительно глубоководных известняков, глин и силицитов. Карбонатные породы нижнего и верхнего палеозоя заключают многочисленные месторождения нефти и газа. В пределах Пред-уральского краевого прогиба по морфологии структур практически на всем протяжении выделяются внешняя (западная) и внутренняя (восточная) структурные зоны, раз- деленные Главным Приуральским надвигом [3]. По поверхности додоманиковых и нижнепермских отложений Предуральский краевой прогиб представляет собой серию впадин, разделенных поперечными поднятиями, в которых, как правило, орогенные формации эродированы. Разрез осадочного чехла мощностью до 10–14 км представлен отложениями континентальными, лагунными, морскими мелководными и глубоководными. Внешняя зона включает месторождения нефти и газа. Западно-Уральская мегазона представляет собой сложно дислоцированную восточную окраину перикратонного опускания, перекрытую аллохтонами, сложенными глубоководными комплексами. Мощности палеозойского карбонатного осадочного чехла в этой мегазоне существенно больше, чем в краевом прогибе.

При изучении строения осадочного чехла Тимано-Печорского осадочного бассейна методами сейсмостратиграфии был выявлен ряд важных сейсмических отражающих горизонтов, позво- ляющих достаточно корректно проводить корреляцию палеозойских и мезозойских образований [4]. Одним из наиболее важных и динамически хорошо выраженных является отражающий горизонт, разграничивающий терригенные и осадочные комплексы ордовика-среднего девона и вышележащие преимущественно карбонатные толщи верхнего девона-нижней перми (рис. 2). Этот горизонт характеризует предфранский перерыв в нафтидогенеза УВ в различных нефтегазоматеринских толщах, миграции флюидов и переформирования залежей на заключительных этапах геологического развития Тимано-Печорского НГБ.

В истории развития ТПСБ отмечаются три периода основного накопления органического вещества – силурийский, девонский, пермский. При этом максимальные концентрации ОВ накапливались в определенных геоморфологических и лито-

Рис. 2. Сейсмический разрез через северную часть Печоро-Колвинского авлакогена (по: Малышев, 2002).

осадконакоплении, который охватывает интервал от раннего до позднего девона в пределах территорий, испытывающих воздымание в раннем-среднем девоне. Верхнепалеозойский отражающий горизонт по кровле разновозрастных карбонатных толщ карбона и перми фиксирует сейс-моакустическую поверхность по резкой смене карбонатных пород терригенными. В составе палеозойской части Тимано-Печорского осадочного бассейна выделяются несколько структурных ярусов: ордовикско-нижнедевонский, нижнедевонско-среднедевонский, франско-турнейский, визейско-нижнеартинский, верхнеартинско-триасовый [4,5]. Они характеризуются определенным набором формаций, пространственной локализацией, тектонической приуроченностью и разделены региональными перерывами и структурными несогласиями [6].

Эволюция нафтидогенеза в Тимано-Печорском бассейне

Проявление последовательно палеозойско-раннемезозойских стадий тектогенеза, палеотекто-нические обстановки седиментогенеза обусловили формирование гетерогенного бассейна с внутри-плитными и окраинноплитными областями нефтегазоносности [7]. Современный характер нефтегазоносности и распределения залежей сформировался за счет прерывисто-непрерывных процессов лого-фациальных зонах, в более узкие возрастные интервалы. Так максимальное накопление ОВ в силурийских толщах происходило в окраинноплитных областях и в пределах современного Полярного Урала и Пайхоя. Химический состав граптолитовых сланцев Пай-Хоя и Лемвинской зоны Урала [8] свидетельствует о том, что они относятся к высокоуглеродистым (Сорг 3,4-6%) силитам, формирование которых происходило в глубоководных условиях. В окраинноплитных и внутриплитных областях повышенные концентрации Сорг (3-6%) отмечены в глинистых доломитах и мергелях верхнего силура, нижнего девона, особенно в пределах отдельных впадин (Колвинская, Варандей-Адзьвинская, Падимей-Ярвожская зоны). В районах, где осадконакопление происходило в приливно-отливных прибрежных условиях, концентрации Сорг в породах понижены (<1%).

На франское время приходится формирование доманиковых и доманикоидных толщ в относительно глубоководных и прибрежно- морских, в том числе озерных (D3fr1), депрессионных условиях осадконакопления в пределах палеовпадин мелководья (D3fr2) и относительно глубоководного шельфа, стабильного, преимущественно карбонатного мелководного осадконакопления (D3fr2-fm1). Наблюдается фациальная изменчивость доманиковых толщ, сопровождаемая изменением их углеводородного потенциала. В пределах развития рифогенных фаций разрез представлен органогенными известняками, доломитами и ангидритами. Они содержат мало органического углерода (Сорг<0.5%) и являются бедными нефтегазоматеринскими породами (НГМП), но обладают хорошими коллекторскими свойствами. Богатые НГМП доманиковых отложений связаны с депрессионными фациями зарифовых и межрифовых впадин. В Предураль-ском прогибе бедные НГМП развиваются в пределах Верхнепечорского палеоподнятия. В Хорейвер-ской впадине значительную часть ее территории занимают рифогенные фации. На юге Верхнепечорской впадины время накопления доманикоид-ных толщ растягивается от среднего франа до нижнего фамена включительно. На орогенном этапе развития с верхнеартинского времени в формирующемся Предуральском прогибе накапливаются огромные массы органического вещества в породах морской и угленосной молассы. Осадки, обогащенные ОВ, накапливались в болотных, озерных и лагунных условиях в пермское время.

Распространение пород, обогащенных ОВ, территориально ограничено. Локально-зональное распространение высокоуглеродистых пород (С орг > 6%) характерно для толщ всех стратиграфических уровней. Высокая плотность содержания ОВ распределена по площади и разрезу бассейна неравномерно. В Хорейверской впадине максимум плотности содержания ОВ приходится на O 1 -D 1 и D 3 -C 1 t нефтегазоносные комплексы (рис.3). В пределах Ижемской впадины и Печоро-Колвинского авлакогена существенное значение приобретает терригенный девонский комплекс. В Косью-Роговской впадине максимальные плотности содержания ОВ приходятся на угленосные отложения перми (P 1 -P 2 ). Геодинамические и литолого-фациальные условия осадконакопления в пределах всех нефтегазоматеринских толщ предопределили формирование бедных, средних, богатых и очень богатых нефтегазоматеринских пород (табл.1). Материнские породы обладают нефтяным, газовым и нефтегазовым потенциалом. К нефтематеринским толщам относятся породы ордовика, силура, нижнего девона и дома-никовых фаций франа (табл.1). В них содержится преимущественно сапропелевый (I) тип ОВ с окисленными его разностями и гумусово-сапропелевый (II) с примесью гумусового (III) типа ОВ (рис.3, табл.1). Второй тип керогена (гумусово-сапропелевый) в породах встречается практически по всему разрезу, а максимум распространения отмечается в терригенных девонских толщах. Газоматеринские породы с гумусовым (III) типом ОВ доминируют в каменноугольных и пермских толщах. По величине генерационного потенциала выделяют очень бедные, бедные, средние, богатые и очень богатые НГМП. Промышленная нефтеносность обычно обеспечивается тремя последними. Средние НГМП встречаются практически по всему палеозойскому разрезу (табл.1).

Богатые и очень богатые породы в окраинноплитных областях и в пределах Печоро-Колвин-ского авлакогена выделены в широком стратиграфическом интервале, от силура до фамена. В стабильных зонах платформы (в Омра-Лузской седловине и Хорейверской впадине) богатые и очень бо- гатые нефтегазоматеринские породы приурочены только к франским отложениям.

Реализация УВ потенциала в различных областях происходила неодинаково по интенсивности и времени. Отмечаются области с растянутой и сжатой по вертикали шкалой катагенеза. Прити-манские области характеризуются высокими палео-температурными градиентами и наиболее сжатой шкалой катагенеза. Максимально растянутая шкала и низкий палеотемпературный градиент (20-25 ° С/км) отмечаются в центральной части Пред-уральского прогиба. В Хорейверской впадине па-леогеотермический градиент средний (26-30 ° С/км). Палеогеологические реконструкции и анализ палеопогружения и возможного палеопрогрева определенных стратифицированных уровней толщ позволили установить временную последовательность проявления начала главной фазы генерации нефти. Раннее время генерации нефти проектируется на силурийско-нижнедевонский период. Ордовикские толщи в пределах внешних зон северных впадин Предуральского прогиба в этот период достигли глубин, на которых проявляется зона нефте-генерации. Позднесилурийский очаг генерации нефти в ордовикских толщах мог проявиться локально в пределах Тэбукской ступени. Толщи ордовика на Кочмесе, Зап.Соплесе, Вуктыле вошли в зону генерации нефти в среднем-позднем девоне. В позднем девоне началась генерация нефти в тех же отложениях на Харьяге, в пределах Мичаю-Пашнинской и Варандей-Адзьвинской зон. В центральной части Хорейверской впадины генерация нефти проявилась только в пермское время (Сандивейская и другие площади).

Процесс генерации нефти в силурийских толщах начался в позднедевонское время в Пред-уральском краевом прогибе, Печоро-Колвинском авлакогене; в пределах Мичаю-Пашнинской зоны – в каменноугольное время, на Сандивее – в позднепермское. Находки самородной серы в отложениях верхнего силура (В.Лодма), проявление твердых битумов и тяжелых смолистых нефтей на ряде площадей, контактирующих с Предуральским прогибом, свидетельствуют о додевонском формировании и разрушении нефтяных залежей. В пределах Хорейверского палеосвода формирование автохтонных залежей нефти в силурийских отложениях могло происходить только в позднепермский-раннемезозойский период.

Девонские отложения включились в процесс генерации нефти в пределах платформы в пермское время и на ее большей части не вышли из фазы нефтегенерации. Зоны апокатагенеза выявлены только в Предуральском прогибе. Время проявления ГФН в девонских толщах Предуральского прогиба и платформенных областях неодинаковое. Толщи девона в пределах прогиба вступили в ГФН в каменноугольный период, в платформенных областях – в пермский-мезозойский.

Особенности геологического развития бассейна, ограниченность распространения зон максимального прогрева толщ, смена режима последовательной демиссии на инверсию определили нарушенность онтогенеза УВ (рис.4), значительную

Хорейверская	Ижемская впадина	Печоро-Колвинский	Варандей-Адзьвинская	Косью-Роговская	Верхнепечорская
впадина		авлакоген	зона	впадина	впадина

Таблица 1

Возраст толщ	Катагенез	Породы	Сорг, %	S2 мгУВ/г породы	HI мгУВ/гСо рг	10х(S1+ S2) кгУВ/т породы	Тип керогена	Области, зоны
Очень богатые
D 3 f 2 -fm	МК 1	сланцы мергели	8-15	46-100	632-900	50-80	I	внутр.
	МК 2	сланцы мергели	6-10	30-50	480-580	30-46	II-I	внутр.
	МК 3-4	мергели доломиты	2-6	18-50	440-513	20-25	II-I	ПКП
D 3 f 1-2 терр.	МК 2	аргиллиты	2-7	20-55	560-751	60-72	II-I	внутр.
	МК 3	аргиллиты	2-5	13-45	450-500	30-50	II-I	внутр, ПКП
S-D 1	МК 2	мергели доломиты	3-7	10-55	612-812	20-60	I	внутр.
	МК 3-4	мергели доломиты гл. известняки	1,5-4	8-25	454-600	15-30	I	ВАЗ, КМ, ПКП
Богатых
D 3 f-fm	МК 2	доломиты	1,5-2	7-16	370-500	35-50	II-I	внутр.
	МК 3	аргиллиты мергели	2-3	4-6	165-400	20-25	II-I	ПКА, ПКП
D 2	МК 3-4	аргиллиты	1-3	1-5	170-280	10-40	II-I	ПКП
S-D 1	МК 2	мергели	1-3	6-10	280-460	35-55	II-I	внутр.
	МК 3-4	мергели доломиты	0,6-2	2-8	150-400	20-60	II-I	внутр.
Средних
P 2 -P 1	МК 1	аргиллиты угл. аргиллиты	0,5-4	1,5-5	100-290	20-25	III-II	внутр.
	МК 2	аргиллиты угл. аргиллиты	0,6-4	1,5-4	80-215	~20	III-II
	МК 3-4	аргиллиты угл. аргиллиты	1-3	1-2,5	60-140	10-15	III-II	ПКП
C 1 v	МК 1	аргиллиты	0,5-3	1,7-5	160-285	20-25	III-II	внутр.
	МК 2	аргиллиты	0,5-2	2-4	140-200	16-20	III-II
	МК 3-4		0,5-2	1,5-3	70-180	10-20	III-II	ПКП
D 3 f-fm	МК 1	мергель	1-3	2-6	150-300	20-30	III-II	внутр.
	МК 2	мергель	0,6-2,5	1,2-3	130-200	15-20	III-II	ПКП
	МК 3-4	мергель	0,5-1,5	1-2	100-140	15-20	III-II
S-D 1	МК 3-4	доломиты	0,5-1,5	<2	80-160	~20	II

Рис. 3. Распределение плотности содержания ОВ по осадочному разрезу и тектоническим элементам бассейна.

Характеристика нефтегазоматеринских пород Тимано-Печорского бассейна

Принятые сокращения в таблице: внутр. – внутриплитные, ПКП – Предуральский краевой прогиб, ВАЗ – Варандей-Адзьвинская зона, КМ – Колвинский мегавал, ПКА – Печоро-Колвинский авлакоген.

Рис. 4. Карта времени вхождения подошвы средне-верхнеордовикских толщ в главную фазу генерации нефти.

дегазацию недр, неоднократную миграцию УВ, разновременное формирование, переформирование месторождений и специфическую фазовую зональность нефтегазоносности [7]. Установлено территориальное размежевание углеводородов по фазовому состоянию (рис.5). Вертикальный катагенети-ческий ряд нефтегазоносности Тимано-Печорского бассейна неполный. Здесь потеряны газы и легкие газоконденсаты нафтенового состава биохимической и начальной зон нефтегазогенерации. В вертикальном разрезе выделяются зоны нефтегазонакоп-ления, нефтегазоконденсатонакопления и легких газоконденсатов и газов. Им присущи определенные геохимические параметры, отражающие степень зрелости УВ или катагенетический уровень их образования и соотношения газовой и жидких фаз углеводородных систем. Характеристика физикохимических свойств, компонентный состав, массовое распределение газовой и жидкой составляющих в системах, а также величины некоторых показателей зрелости по газам, бензинам и высокомолекулярным (стерановым) углеводородам приведены в табл. 2.

Зоны нефтегенера-ции и нефтенакопления приурочены к стабильным платформенным областям – Хорейверской и Ижма-Печорской (по старому районированию) впадинам. Здесь выделены различные по свойствам нефти в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего ордовика до верхней перми включительно. Физико-химические свойства нефтей позволяют выделить следующие типы: очень тяжелые и тяжелые, сернистые и высокосернистые; средние нефти, смолистые, парафинистые, редко высокопарафинистые с низким газо- и бен-зиносодержанием; легкие и очень легкие нефти. Большей частью легкие и очень легкие приурочены к нижним нефтеносным толщам (S2; D1; D2-3), тяжелые и очень тяжелые нефти часто рас- пространяются в пермских и каменноугольных отложениях. В пределах отдельных структурно-тектонических зон (Салюка-Макарихинский, Мичаю-Пашнинский валы) утяжеление нефтей в верхних горизонтах не наблюдается, самые тяжелые нефти (Средне-Макарихинское месторождение) выявлены в силурийских отложениях.

Согласно геохимическим показателям, отражающим уровень зрелости углеводородов и их генетическую основу, в Тимано-Печорском бассейне распространены различные эволюционно-генетические типы УВС. На основании корреляции величин алкановых, стерановых, тритерпановых углеводородов, нефтей и РОВ выделены генотипы нефтей силурийских, нижнедевонских карбонатных отложений, терригенных отложений девона и кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманика и мергелистых до-маникоидов среднего и верхнего франа (табл.3).

Рис. 5. Распределение зхон нефте- и газонакопления в Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне.

Колебания значений геохимических показателей связаны с изменениями их в зависимости от литолого-фациальных условий накопления органического вещества и степени зрелости углеводородов. Так, в пределах Хорейверской впадины незрелые нефти кыновско-саргаевских материнских толщ (скв. 2-Янемдейская, Тединская, Сюрхаратинская, Северо-Сихорейская) отличаются от нефтей терригенных отложений девона Ижма-Печорской впади- ны. Последние относятся к зрелым, формирование исходного ОВ здесь происходило в окислительных условиях мелководья, величина показателя С30гопан/С27ααстеран здесь меньше. В Ижма-Печорской впадине развиты в основном нефти двух генотипов – терригенных толщ девона и доманико-вых толщ. Последние имеют наибольшее территориальное и стратиграфическое распространение (D2-3-P2). В Хорейверской впадине развиты нефти

Таблица 2

Характеристика эволюционных типов углеводородных систем (УВС) Тимано-Печорского бассейна

Показатели	Нефтяные системы (НС)			Нефтегазоконденсатные системы (НГКС) и их дифференциаты			Легкие газоконденсат-ные (ГКС) и газовые системы (ГС)
Зоны катагенеза (Ro, %)	0.5-0.7	0.7-1.0	1.0-1.3	1.3 – 1.75			>1.8
Степень зрелости	низкая	средняя	высокая	высокая			высокая
Типы нефтей и УВС	Полнокомпонентные и разрушенные (НС)		Катагенные и дегазированные (НС)	Ретроградные и катагенные (НС)	Нефтеконден-саты (НКС)	Газоконденсаты (ГКС)	Газовые (ГС) и легкие газоконденсат-ные (ГКС)

Массовая доля газа, %	3 -20	5 - 25	20 - 35	25 - 35	60 - 70	70 - 80	90 - 100
Плотность жидких УВ,	0.95 - 0.86	0.90 - 0.85	0.85 - 0.82	0.85 - 0.83	0.82 - 0.76	0.79 - 0.76	0.76 - 0.70
г/см3				Содержание, %
Факции НК 200 ° С	3 - 20	5 - 25	15 - 30	21 - 34	33 - 35	60 - 80	100
Факции >300 ° С	>60	55 - 60	48 - 52	40 - 46	35 - 45	<15	-
Асфальтены	6 - 15	3 - 8	3 - 4	0.5 - 1.2	0.5 - 0	0.2-0	-
			Показатели зрелости
ИСУ метана, - 8 С13%о	-44	-45	-49 -53	-42 -48	-39 -44	-37 -42	-35 -30
n-алканы i-алканы	0.3 – 0.8	0.6 – 1.1	0.9 – 2.0	0.5 – 1.0	0.7 – 0.9	0.8 – 1.0
ЦГ/ЦП	0.4 – 0.6	0.6 – 1.3	0.8 – 2.0	0.9 – 2.3	2.3 – 2.6	2.0 – 2.8
С 29 20S/20S+R стеран	0.43 – 0.47	0.48 – 0.5	>0.5 – 0.53	0.5 – 0.55	0.5 – 0.55	-	-

Таблица 3

Геохимическая характеристика основных генетических типов нефтей Тимано-Печорского бассейна

Генотип C31/C19 Pr/Ph Ki 2C17 nC16+nC18 C19-C26 C30-C20 Стераны С30 гопан С27аа стеран 27 28 29 S <0.3 0.7-1.1 0.4-0.55 1.0-1.2 1.2-2.0 28-30 26-30 40-45 2-4 D1 0.2-0.4 0.4-1.2 0.2-0.6 1.2-1.6 0.8-1.5 29-36 25-32 38-42 4-6 D2 0.5-1.0 0.9-1.3 0.3-0.4 <1.0 0.5-0.8 27-31 20-25 45-49 8-10 D3f1 0.9-1.2 1.1-1.5 0.4-0.5 ~1.0 0.6-1.2 30-32 24-28 43-52 >>10 D3dm 0.3-0.4 0.7-1.2 0.6-0.7 1.1-1.3 1.5-2.2 32-38 15-18 45-49 <7 D3f2-f3 0.3-0.6 0.8-1.2 0.5-0.6 ~1.0 0.8-1.5 35-37 20-23 41-50 >10 силурийского генотипа (Верхневозейское, Северо-Баганское и другие месторождения), нижнего девона (месторождения им.Требса, им.Титова), кынов-ско-саргаевских и доманиковых отложений (Веяк-шорское, Сандивейское, Восточно-Хорейверское и другие месторождения). Высокозрелые нефти в Хорейверской впадине встречаются на ее западном и северо-западном обрамлении. По отношению к вмещающим толщам, высокозрелые нефти силурийских и нижнедевонских толщ являются аллохтонными. Нефти средней и низкой зрелости встре- чаются в центральной части в автохтонном и аллохтонном (P1-C3; Р2) положении. Таким образом, формирование залежей нефти в областях нефте-накопления происходило за счет латеральной и вертикальной миграции нефтяных углеводородов, эмигрировавших из собственных очагов генерации и прилегающих областей.

Зона нефтегазоконденсатонакопления выделяется в пределах Печоро-Колвинского авлакогена и внешней части Предуральского прогиба (рис.5). В зоне нефтегазоконденсатонакопления выявлена ассоциация различных типов УВ-систем (табл.2) с разнообразными физико-химическими свойствами. В этой зоне характер нефтегазоносности определяют УВ толщ, которые находятся на стадиях катагенеза МК3 конец (Ro>1%), МК4 и МК5 (начало). Согласно геохимическим исследованиям и моделированию процессов нефтегазогенерации [9-13] здесь происходит заключительный этап нефтегенерации на уровне зрелости Ro 1-1.3% и генерация тяжелых газов и бензиновых УВ на уровне зрелости Ro 1.31.7%. На этом уровне находятся толщи франских и нижележащих отложений. Углеводородные системы здесь характеризуются высокими показателями зрелости и одновременно различной степенью га-зонасыщенности и дифференцированности. Средние и тяжелые нефтяные системы с повышенным содержанием твердых парафинов (табл.2) представляют собой остаточные, дегазированные диф-ференциаты нефтеконденсатов или тяжелых газоконденсатных систем. Газонасыщенные нефтегазоконденсатные системы характеризуются небольшим содержанием парафинов (Мишваньское, Ам-дермаельское месторождения). Генетические показатели свидетельствуют о проявлении всех генетических типов. Катагенные нефти силурийского генотипа встречены на Возейском, Усинском месторождениях, нижнедевонский – на Инзырейском, генотипы терригенного девона выявлены на Кыртаель-ском, Печоро-Кожвинском, Югидском, Харьягинском месторождениях, доманиковый генотип нефти отмечается на Югидском, Вуктыльском, Юрвожском, Грубешорском, Харьягинском, Лаявожском и других месторождениях. При этом во всех залежах нижне-пермско-триасовых толщ выявлены аллохтонные нефти доманикового типа или смешанные нефти. Формирование залежей углеводородов проходило за счет латеральной и вертикальной миграции. В обоих случаях происходила дифференциация УВС и образования систем различного фазового состояния (юг Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперченного поднятия). При наличии хороших покрышек формировались системы с большой долей (>60%) газовой составляющей.

Зона преимущественного накопления газов и легких газоконденсатов глубинной генерации (стадии МК 5 конец – АК 3 ) распространена на востоке Предуральского прогиба в широком стратиграфическом интервале – от ордовика-силура до верхней перми (Ярвож S 1 ; Кочмес O 3 ; Патраковка; Курья P 1 -C 3 ) (рис.5). В этих системах газовая составляющая представлена в основном метаном тяжелого изотопного состава, гомологов метана содержится в них не более 5%. В легких газоконденсатах массовая доля газа составляет порядка 95%. Жидкие компоненты обладают небольшой плотностью (0.706-0.750 г/см ³ ) и ароматико-нафтено-метановым составом. В аллохтонном положении такие легкие газоконденсатные системы встречены на севере Шапкино-Юрьяхинского вала в пермских отложениях, что свидетельствует о послепермском формировании залежей за счет вертикальной миграции УВ.

Заключение

Таким образом, в пределах всех зон накопления УВ выявлено проявление их латеральной и вертикальной миграции. Залежи формировались за счет латеральной и вертикальной миграции УВ в нефтяной, нефтегазоконденсатной и газовой фазах. Нефтегазонасыщенность верхнего структурного этажа сформировалась за счет аллохтонных УВ. Комплексная геохимическая информация позволяет построить наиболее достоверную модель эволюции нафтидогенеза Тимано-Печорского бассейна, с большей долей вероятности оценить перспективы нефтегазоносности и состав углеводородных систем.

В заключение, основываясь на современной степени изученности Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, следует отметить, что сложный характер тектонической и геодинамической эволюции обусловил характер нафтидогенеза, повлиявшего на формирование зон первичного фазового состояния и зон смешанного фазового состояния.