
- •В.В. Лазарев геология
- •Глава 1. Основы общей геологии
- •Солнечная система
- •1.1.2. Галактика
- •1.1.3. Строение Вселенной
- •1.1.4. Методы изучения Вселенной
- •1.1.6. Специальные термины
- •1.2. Общая характеристика Земли
- •1.2.1. Форма и размеры Земли
- •Понятие о массе и плотности Земли
- •Магнетизм Земли
- •1.2.4. Теплота Земли
- •1.2.5. Специальные термины
- •1.3. Строение Земли
- •1.3.1. Внешние оболочки Земли
- •1.3.2. Внутренние оболочки и ядро Земли
- •1.3.3. Гипотеза о возникновении земной коры
- •1.4. Физическая жизнь земной коры
- •1.4.1. Общая характеристика геологических процессов
- •Экзогенные процессы
- •Выветривание (гипергенез)
- •1.4.4. Денудация
- •Геологическая деятельность ветра
- •Геологическая деятельность поверхностных текущих вод
- •1.4.4.3. Геологическая деятельность подземных вод
- •1.4.4.4. Геологическая деятельность ледников
- •Классификация морен по гранулометрическому составу
- •1.4.4.5. Многолетняя (вечная) мерзлота
- •1.4.4.6. Общие сведения о Мировом океане
- •1.4.4.7. Основные черты рельефа дна океана
- •1.4.4.8. Геологическая деятельность моря
- •1.4.4.9. Понятие о фациях
- •1.4.5. Эндогенные геологические процессы
- •1.4.5.1. Тектонические процессы
- •1.4.5.2. Магматические процессы
- •Метаморфические процессы
- •Землетрясения
- •Глава 2. Основы минерологии,
- •2.1. Общие сведения о минералогии
- •2.1.1. Понятие о минералах
- •2.1.2. Физические свойства минералов
- •2.1.3. Классификация минералов, их характеристика
- •2.1.4. Породообразующие минералы
- •2.2. Основы петрографии
- •2.2.1. Общие сведения о горных породах
- •2.2.2. Магматические породы
- •2.2.3. Осадочные породы
- •2.2.4. Метаморфические породы
- •Глава 3. Основы историчекой
- •Основы исторической геологии
- •Методы исторической геологии
- •Фации и формации комплексов горных пород
- •Стратиграфические и геохронологические подразделения
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •3.1.4. Определения возраста Земли и горных пород
- •3.1.5. Развитие органического мира и тектонические движения Земли
- •3.2. Основы структурной геологии
- •3.2.1. Основные элементы структуры литосферы
- •3.2.2. Основные формы залегания горных пород
- •3.2.4 Развитие структур земной коры
- •3.2.5. Спрединг океанического дна
- •3.2.6. Тектоника литосферных плит
- •Глава 4. Основы геологии
- •Нефть и природный газ
- •4.1.2. Нефть и природный газ — ценные природные ископаемые
- •4.1.3. Нефть, ее химический состав и свойства
- •4.1.4. Природный углеводородный газ
- •4.1.5. Воды нефтяных и газовых месторождений
- •Промысловая классификация подземных вод
- •4.1.6. Нефть как источник загрязнения окружающей среды
- •4.2. Условия залегания нефти
- •Промыслово-геологическая классификация нефти и газа (по м.И. Максимову, с изменениями)
- •4.2.2. Фильтрационные свойства пород-коллекторов
- •4.2.3. Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •4.2.4. Понятие о покрышках
- •4.2.5. Природные резервуары и ловушки
- •Залежи и месторождения нефти и газа
- •Образование и разрушение залежей нефти и газа
- •4.3. Нефтегазоносные провинции
- •4.3.1. Понятие о нефтегазоносных провинциях и областях
- •4.3.2. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных государств
- •4.3.3. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
- •4.3.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
- •4.3.5. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
- •Глава 5. Поиск и разведка
- •Понятие о поиске и разведке месторождений нефти и газа
- •Методологические основы прогнозирования
- •Методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений
- •Геологические методы исследований
- •5.1.4. Полевые геофизические методы исследовании
- •5.1.5. Геохимические методы поисков и разведки
- •5.1.6. Буровые работы. Геолого-геофизические исследования скважин
- •5.2. Методы, этапы и стадии
- •5.2.1. Региональные работы
- •5.2.2. Стадии подготовки площадей к глубокому поисковому бурению
- •5.2.3. Поисковое бурение
- •Скважины: 1 —поисковые;
- •5.2.5. Особенности разведки газовых и газоконденсатных месторождений
- •5.2.6. Доразведка нефтяных и газовых месторождений в процессе их разработки
- •5.2.7. Промышленная оценка открытых месторождений нефти и газа
- •5.2.8. Оценка эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая
- •Методы изучения геологических разрезов
- •Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
- •Методические задачи;
- •Методологические задачи.
- •6.1.2. Методы изучения геологических разрезов и технического состояния скважин
- •6.1.3. Геологические методы исследования скважин
- •6.1.4. Рациональный комплекс геофизических исследований для различных категорий скважин
- •6.1.5. Геохимические методы изучения разрезов скважин
- •6.1.6. Основные принципы выделения продуктивных
- •6.1.7. Построение геолого-геофизических разрезов скважин
- •6.1.8. Вскрытие, опробование продуктивных пластов и испытание скважин
- •6.2. Методы изучения залежей нефти
- •6.2.1. Корреляция разрезов скважин
- •6.2.2. Составление корреляционных схем
- •6.2.3. Учет искривления скважин
- •6.2.4. Построение геологических профилей
- •6.2.5. Составление типового и сводного разрезов
- •6.2.6. Выделение коллекторов в однородных и неоднородных продуктивных пластах
- •6.2.7. Построение карты поверхности топографического порядка
- •6.2.8. Определение границ распространения коллекторов и построение карты эффективной мощности продуктивного пласта
- •6.2.9. Особенности построения структурных карт продуктивного пласта
- •6.2.10. Определение границ распространения залежей
- •6.2.11. Количественная оценка геологической неоднородности
- •6.3. Режимы залежей нефти и газа
- •6.3.1. Основные источники энергии в пластах
- •6.3.2. Давление в нефтяных и газовых залежах
- •6.3.3. Режимы нефтяных залежей
- •6.3.4. Режимы газовых залежей
- •6.4. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •6.4.1. Классификация запасов месторождений нефти и газа
- •6.4.2. Методы подсчета запасов нефти
- •Возможные максимальные коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой
- •Коэффициенты нефтеотдачи при режиме растворенного газа
- •6.4.3. Методы подсчета запасов газа
- •6.4.4. Принципы подсчета запасов сопутствующих компонентов
- •6.5. Геологические основы разработки нефтяных игазовых месторождений
- •Рациональные системы разработки
- •Геологические факторы, определяющие
- •6.5.3. Основные геолого-технологические факторы,
- •6.5.4. Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением
- •Скважин при внутриконтурном заводнении:
- •6.5.5. Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти
- •6.5.6. Геологическое обоснование способов интенсификации работы скважин
- •6.5.7. Геологические особенности разработки газовых месторождений
- •Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей
- •6.6. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождения
- •6.6.1. Стадии процесса разработки нефтяных залежей
- •6.6.2. Методы геолого-промыслового контроля
- •6.6.3. Контроль за дебитами и приемистостью скважин
- •6.6.4. Изучение границ залежей, связанных с фациальной
- •6.6.5. Изучение положения внк в залежах с подошвенной водой
- •6.6.7. Учет показателей работы скважин. Документация
- •6.6.8. Геолого-промысловая документация
- •6.6.9. Пластовое и забойное давление при разработке залежей
- •6.6.10. Карты изобар
- •6.6.11. Перепады давления в пласте
- •Коэффициент гидропроводности
- •Коэффициент проводимости
- •Коэффициент провдимости
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Стратиграфические
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Нефтегазоносные провинции 165
- •Понятие о нефтегазоносных провинциях
- •Нефтегазоносные провинции и области России
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Определение границ распространения
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Геологические особенности разработки
- •Глава 2. Основы минерологии, 67
- •Глава 3. Основы историчекой 91
- •Глава 4. Основы геологии 138
- •Глава 5. Поиск и разведка 223
- •Глава 6. Нефтегазопромысловая 268
- •Геология
- •400048, Г. Волгоград, пр. Жукова, 135, офис 10.
- •Отпечатано с электронных носителей издательства.
4.3.4. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на севере европейской части России и охватывает территории Республики Коми и Архангельской области (рис. 62).
Первые сведения о нефти региона относятся к X в. В 1745 г. купцом Федором Прядуновым был построен первый в мире примитивный перегонный завод на ухтинской нефти производительностью в несколько десятков тонн. Первые промышленные месторождения нефти и газа в Республике Коми были открыты в начале 30-х годов нашего столетия в юго-восточной части Тиманского кряжа (Чибью- ское, Ярегское, Седьиольское и др.).
Новый этап в освоении Тимано-Печорской провинции начался в 60-х годах, когда фронт поисково-разведочных работ стал перемещаться в неизученные районы к северо-востоку от известных площадей. Значительное число месторождений нефти и газа в отложениях силура, девона и перми было открыто в Ижма-Печорской впадине, в том числе Западно-Тэбукское и Пашнинское. В 1964 г. в отложениях пермо-карбона было выявлено Вуктыльское газоконденсатное месторождение, расположенное в пределах Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба, а затем были открыты месторождения Усинское и Возейское на Колвинском мегавалу, Печорогородское, Печоро-Кожвинское и Кыртаельское на Печоро-Кожвинском мега- валу, ряд месторождений на Шапкино-Юрьяхинском валу, а также отдельные месторождения в других геотектонических зонах. Эти открытия подтвердили перспективы нефтегазоносное™ всей Тимано- Печорской провинции.
Целенаправленные работы на рифовые комплексы в конце 70-х и в 80-х годах привели к открытию многих месторождений, приуроченных к рифогенным постройкам верхнедевонского возраста и структурам их облекания на Колвинском мегавале (Харьягинское), в Ижма-Печорской (Аресско-Сотчемыоская группа и др.) и Хорей- верской (Дюсушевское, Западно-Сандивейское, Южно-Баганское и др.) впадинах, а также подтвердили промышленную нефтегазонос- ность нижнедевонско-ордовикского карбонатного комплекса Хо- рейверской впадины (Среднемакарихинское, Верхневозейское, им. А. Титова и др.), Варандей-Адьзвинской структурной зоны (Хосол-
-
174 -
тинское, Хасырейское, Северо-Сарембойское и др.). Эти направления работ и сейчас являются одними из наиболее перспективных.
Месторождения нефти и газа. Почти все месторождения Тимано- Печорской провинции многозалежные. Они, как правило, связаны с куполовидными брахиантиклинальными складками. Некоторые из них осложнены разрывными нарушениями. Известны месторождения, связанные со структурными выступами (Нижнеомринское) и с заливообразными зонами выклинивания продуктивных отложений (Западно-Изкосыоринское). Установленные залежи нефти и газа различны по типу. Многие из них пластовые сводовые (месторождения Тиманского кряжа), а также массивные (Вуктыльское, Усинское) и структурно-стратиграфические (Западпо-Тэбукское). Для терригенных отложений среднего и верхнего девона, отличающихся литологической и фациальной изменчивостью песчаных коллекторов по площади и разрезу, характерны стратиграфически и литологически экранированные залежи (Нибель, Нижняя и Верхняя Омра и др.), в том числе рукавообразные (Войвожское) (рис. 63).
Усинское нефтяное месторождение расположено в юго-восточной части Колвинского мегавала и приурочено к крупной брахиантикли- нальной складке северо-западного простирания (рис. 64). Размеры структуры по замкнутой изогипсе — 3300 м около 33x12 км, амплитуда примерно 500 м. Восточное крыло складки более крутое (20—25 °) по сравнению с западным, наклон которого не превышает 5—7°. Разрез месторождения, вскрытый скважинами до глубины 5005 м, слагают отложения от силурийских до четвертичных. Основная его часть представлена породами палеозоя, с которыми и связана нефтеносность месторождения. Большая часть запасов нефти приурочена к песчаникам среднего девона и карбонатным отложениям пермо-карбона. Кроме того, притоки нефти получены из карбонатных отложений доманико- вого горизонта франского яруса и из фаменских известняков верхнего девона.
Залежь легкой нефти, установленная в отложениях среднего девона, контролируется линией выклинивания толщи девонских песчаников, которая проходит по западному крылу Усинской структуры вблизи ее сводовой части. Залежь пластовая сводовая, осложненная стратиграфическим срезом. Этаж нефтеносности достигает 488 м. Песчаные коллекторы характеризуются высокими емкостными свойствами, что находит отражение в больших дебитах нефти (100—800 м3/сут).
Верхняя залежь тяжелой нефти связана с карбонатными пористыми и кавернозными коллекторами нерасчлененной толщи известняков пермо-карбона и является массивной. Высота ее более 300 м, глубины залегания 1350—3200 м. Нефть тяжелая, плотностью при 20 °С от 0,954 до 0,968 г/см3, высокосмолистая (17—21%), сернистая (1,89— 2,11%), беспарафинистая (0,08—0,6%).
- 176 -
Рис.
64. Усинское месторождение (по Б.Я.
Вассерману):
а
— структурная карта по подошве
проницаемых песчаников среднего девона;
6
— геологический
разрез по линии I—J.
1
— граница
распространения продуктивных песчаников
среднего девона;
2
— нефтяные
залежи; 3 — контур нефтеносности;
4
— поверхность фундамента; 5— изогипсы,
м
Вуктьиьское газоконденсатное месторождение приурочено к линейной антиклинами Верхнепечорской впадины Предуральско- го предгорного прогиба (рис. 65). Длина антиклинали в пределах установленного контура газоносности достигает 80 км при ширине 5—7 км и амплитуде 1400 м. Складка, протягивающаяся параллельно горным сооружением Урала, характеризуется резко асимметричным строением. Западное крыло ее крутое (60—80°) и осложнено надвигом, восточное — более пологое (10—25°).
На месторождении установлена газоконденсатная залежь в отложениях нижней Перми и среднего карбона. Коллекторами газа являются трещиноватые известняки, перекрытые гинсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса нижней перми. Глубина залегания продуктивной толщи вменяется от 2200 до 3100 мм. Залежь массивная. Этаж газоносности залежи достигает 1320 м. Среднее пластовое дав-
- 178 -
ление 35,5 МПа, пластовая температура 50°С. Средний начальный дебит газа эксплуатационных скважин 500 тыс. м3/сут.
Отличительной особенностью Вуктыльского месторождения является аномально высокое содержание конденсата в газе (более 300 г/см ).
Приразломное нефтяное месторождение (рис. 66) приурочено к структуре размерами 18,3x5,1 км, площадью по предельно замкнутой изогипсе 62,3 км2, осложненной системой разрывных нарушений различной протяженности и амплитуды (до 1000 м и более). Покрышкой Пермо-карбонового резервуара, содержащего нефть, служат глины кунгурского яруса. Резервуар разобщен на два пласта (I и II), в верхнем из которых выделены пропластки (1а, I6, Iе). Про- пласток 11 развит в центральной и юго-восточной частях структуры, остальные развиты повсеместно. Общая толщина пласта I составляет 43—85 м, эффективная — 42—85 м, пласта II соответственно49,5—63 и 11,1—26,2 м. Пористость пласта 1 менее 10%, проницаемость пластов 0,05—0,4 мкм2. Дебиты скважин верхнего пласта после кислотных обработок достигают 390—675 м-’/сут, нижнего — до 20 м3/сут без обработок. Нефть пласта I тяжелая, плотностью 0,908—0,914 г/см3, содержит 2,3% серы. Газовый фактор 34—47 м3/сут. газ содержит до 0,4% H,S. Нефть пласта II еще тяжелей — 0,928 г/см5, газовый фактор — 253 м3/сут.