книги из ГПНТБ / Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа

ние насыщения 42,5 кгс/см2, газовый фактор 14,1 м3/т. Средняя по­ ристость известняков 12—14,0%.

В южной части Верхнепечорской впадины на Восточно-Палью- ской площади в скв. 506 из кунгурских известняков с глубины 884—906 м получены притоки легкой нефти (0,816—0,844 г/см3), парафинистой (1,6—2,2%), слабосернистой (0,39—0,56%), смоли­ стой (3,4—5,4%), с большим выходом фракций, выкипающих до 200° С (39,6—27,5%), с высоким газовым фактором. На Курьинской структуре из артинских известняков и плотных известковистых аргиллитов получены притоки газа дебитами от нескольких тысяч до 100 тыс. м3/сут и более. Пористость коллектора изме­ ряется единицами процентов (средняя 3—4%) и проницаемость — долями миллидарси. Пластовое давление на глубине 820 м состав­ ляет 132 кгс/см2. Покрышкой служат ангидриты кунгура. Газ ме­ тановый (84,8—93,5%), с содержанием гомологов метана от 4,3 до 9,3% и азота 1,6—7,8%. В известняках филипповской свиты кун­ гура среди ангидритов выявлена также газовая залежь с пласто­ вым давлением в 65 кгс/см2 на глубине 760—790 м.

На Рассохинской площади ограниченные по размерам литологи­ ческие залежи выявлены в пермско-каменноугольных карбонатных и верхнеартинских терригенно-карбонатных отложениях на глуби­ нах 1200—2000 м. Газ азотно-метановый, он почти не содержит конденсата. Покрышкой для артинской залежи служат ангидриты кунгура, для нижележащей залежи — глины верхнеартинского воз­ раста. Коллекторы выдержаны по площади.

В северной части Верхнепечорской впадины выявлено крупней­ шее Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Газонасыщен­ ными являются карбонатные породы от подошвы кунгура до визе включительно, слагающие ядро крупной антиклинальной складки. Этаж газоносности превышает 1400 м. Кровля залежи вскрыта на глубине 2180 м пробуренными в контуре газоносности скважинами. Газоводяной контакт проводится условно на отметке минус 3316 м. Пластовое давление в своде складки на глубине 2200 м 342 кгс/см2. Газ Вуктыльского месторождения метановый (74,6%), с повышен­ ным содержанием метана и более тяжелых его гомологов (10,2%), а также азота (4,4%). Пористость нижнепермских известняков составляет от долей процента до 2—3% и редко достигает 6—7%. Среднекаменноугольные известняки более чистые, пористость их достигает 24% (в среднем 12—14%). Абсолютно свободные дебиты скважин измеряются 2—5 млн. м3/сут. В каждом кубометре газа содержится 500 см3 стабильного конденсата плотностью 0,728 г/см3. Сохранность газовой залежи обеспечивается мощной гипсо-ангид­ ритовой толщей кунгурского яруса.

На Усинском месторождении Колвинского мегавала из нижне­ пермских, верхне- и среднекаменноугольных известняков с глубины 1100—1409 м получена тяжелая нефть плотностью 0,971—0,976 г/см3, смолистая (21,7—'24,2%), сернистая (1,66—-2,05%), беспарафиновая (0,1—0,3%), с низким содержанием бензиновых фракций (до

200° С выкипает 2,8—8,0%). Коллектором являются трещиноватые и участками выщелоченные до карбонатной муки известняки по­ ристостью от нескольких процентов до 25—30%. Залежь массив­ ного типа, дебиты скважин при глубиннонасосной эксплуатации достигают 40 т/сут. В Денисовской впадине установлены залежи нефти, газа и конденсата на Шапкинской, Южно-Шапкинской и Лаявожской структурах в нижнепермско-каменноугольных извест­ няках, залегающих на глубинах 1700—2250 м. Нефть легкая (0,840 г/см3), малосернистая (0,41%), парафинистая с высоким га­ зовым фактором и давлением насыщения равным пластовому. За­ лежи сводовые с газовыми шапками.

В Большесынинской впадине Предуральского прогиба получены первые нефтепроявления при бурении параметрической скв. 1 Сыня из карбонатных отложений нижней половины артинского яруса (глубина 3485—3505 м). Нефть тяжелая (0,917 г/см3), малосмо­ листая, малосернистая (0,37%), с большим содержанием масел и асфальтенов и низким содержанием бензиновых фракций (4%).

Небольшая залежь газа в песчаниках кунгурского яруса уста­ новлена на Аранецкой площади. Отмечено также нефтенасыщение нижнепермско-каменноугольных известняков на Среднемакарихинской и Салюкинской структурах в Хорейверской впадине. Покрыш­ ками для залежей в пермско-каменноугольных карбонатах слу­ жат, как правило, более плотные пласты внутри толщи и широко развитая карбонатно-глинистая артинская толща.

Минерализация пластовых вод комплекса в зависимости от глу­ бины залегания и степени гидрогеологической закрытости от 0,1 до 256,8 г/л, степень метаморфизации также разная. В сильно закарстованных районах Омра-Сойвинского поднятия дебиты воды от­ дельных источников и скважин достигают нескольких тысяч кубо­ метров в сутки. Водоупором служат обычно гипсово-ангидритовые толщи, загипсованные и плотные глинистые породы кунгурского яруса или глинистые отложения верхней перми. Восполнение за­ пасов пластовых вод происходит за счет инфильтрации вод в об­ ласти выходов карбонатных пород карбона и перми по западному борту Печорской впадины и Тиману, на Западном склоне Урала, Печоро-Кожвинском мегавалу и гряде Чернышева.

Верхнепермско-триасовый комплекс

В верхнепермских терригенных отложениях залежи легкой и тяжелой нефти установлены на Велыоской, Лемьюской, Мичаюской, Савиноборской и Исаковской площадях в Ижма-Печорской впа­ дине, на Усинской структуре Колвинского мегавала, небольшие га­ зовые залежи с нефтяными оторочками встречены на структурах Печоро-Кожвинского мегавала и газовая залежь — на Василковской структуре Шапкина-Юрьяхинского вала. Песчаники верхне­ пермских отложений литологически изменчивы, пористость и про­

162

ницаемость варьирует в широких пределах. Наиболее пористы пес­ чаники на Тэбук-Савиноборской и Лемыо-Ираельской площадях Ижма-Печорской впадины, где средние значения пористости дости­ гают 21,5—23,0%. На структурах Печорогородской зоны и Колвинского мегавала средняя пористость песчаников составляет 17,6— 17,8%- В отдельных образцах проницаемость достигает 2,5 и даже 5,0 Д. Сохраняется общая тенденция к облегчению нефтей по мере приближения залежей к Предуральскому прогибу.

В Ижма-Печорской впадине нефтеносность приурочена к регио­ нально развитой песчаной пачке в основании казанского яруса (глубина 450—850 м). Нефти преимущественно плотностью 0,85— 0,91 г/см3, с содержанием серы от 0,6 до 2% и парафина 0,7—2,8%. Залежи литологически ограниченного типа. На Усинском место­ рождении песчаники верхней перми нефтенасыщены густой, прак­ тически нетекучей нефтью в интервале глубин 1047—1120 м. На Печоро-Городской, Печоро-Кожвинской, Аранецкой площадях в верхней перми вскрыты небольшие залежи литологического типа. Плотность нефти 0,87 г/см3, содержание серы менее 1%.

На Василковской структуре промышленный приток газа деби­ том 335 тыс. м3/сут с небольшим количеством конденсата получен в интервале 1797—1743 м из песчаников верхней перми. Перфори­ ровано всего 12 м газоносных песчаников. Выше в разрезе до глубины 1480 м выделяется еще несколько газоносных пла­ стов, а общая эффективная мощность песчаников составляет около 60 м.

Впоследнее время прямые нефтегазопроявления установлены

ив отложениях мезозоя. На Шапкинской площади Денисовской впадины в интервале глубин 1135—1146 м получен фонтан газа из базального пласта песчаников в основании триаса. Песчаные кол­

лекторы залегают в виде не выдержанных по площади пластов среди непроницаемых глин и алевролитов в отложениях верхнего триаса, средней и верхней юры и мела и достигают мощности 100 м. На ряде площадей Нарьян-Марская, Шапкинская, Усинская, Аранецкая ранее отмечались незначительные проявления газа в виде выбросов и разгазирования глинистого раствора при буре­ нии скважин. Газы углеводородные, содержание метана достигает 95,5%. Коллекторские свойства песчаников высокие — пористость до 20—30%, проницаемость от 100 до 3000 мД. Промышленное скопление газа в мезозойских отложениях вследствие их слабой изученности пока встречено только на Шапкинской структуре.

Воды верхнепермских и триасовых отложений характеризуются большой пестротой химического состава в зависимости от глубины залегания водоносного горизонта и его положения относительно об­ ласти питания. На структурах Печоро-Городской зоны воды верх­ непермских отложений имеют минерализацию 37—65 г/л и в достаточной степени метаморфизованы. Учитывая линзовидный характер песчаников верхней перми и триаса, затрудняющий цир­ куляцию пластовых вод,, можно рассчитывать, что в районах

наибольшего погружения этих отложений в прогибах могут быть встречены участки с застойным режимом вод, благоприятным для формирования и сохранения залежей нефти и газа.

В заключение можно сделать следующие выводы.

1.В разрезе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции вы­ деляется семь нефтегазоносных комплексов, представляющих собой самостоятельные гидродинамические системы.

2.Пластами-коллекторами служат как терригенные, так и кар­

бонатные породы, распространенные во всех четырех системах палео­ зоя, а также в мезозойских отложениях. Наилучшими коллекторами являются поддоманиковые терригенные отложения девона (песча­ ники), коллекторские свойства которых, однако, ухудшаются с уве­ личением глубины их залегания. Ухудшение коллекторских свойств при одних и тех же глубинах залегания происходит также по пло­ щади в сторону Предуральского прогиба.

Основные коллекторы в карбонатной толще верхнего девона приурочены к региональным и местным стратиграфическим несо­ гласиям, к регрессивным ритмам осадконакопления, а также к рифогенным образованиям и в ряде случаев также характеризуются весьма высокими коллекторскими свойствами. Присутствуют кол­ лекторы гранулярного (доломиты), трещинного и кавернозного типов.

Коллекторы в терригенных и в карбонатных породах нижней перми Предуральского прогиба смешанные, трещинные, каверноз­ ные и гранулярные, их коллекторские свойства непостоянны. В Ижма-Печорской впадине это кавернозные доломиты и извест­ няки с более выдержанными коллекторскими свойствами. Отложе­ ния верхней перми в Ижма-Печорской впадине содержат пори­ стые коллекторы. В направлении Предуральского прогиба кол­ лекторские свойства пород верхней перми также ухудшаются за счет глинизации.

3. Покрышками для нефтегазовых залежей служат слабопрони­ цаемые породы —■аргиллиты, глины, глинистые известняки, камен­ ная соль, гипсы и ангидриты.

4.Пространственное распространение и степень выдержанности как нефтегазоносных толщ, так и пластов-покрышек неодинаковые, однако основные нефтегазоносные толщи имеют широкое площад­ ное развитие и региональную нефтегазоносность. Локально развита терригенная толща турнейского яруса.

5.Физическое состояние углеводородов разнообразно — от ас­ фальтита до сухого метанового газа, обогащенного гелием. Наблю­ дается определенная вертикальная зональность в распределении

типов флюидов. В целом происходит общее уменьшение плотности нефтей с глубиной.

6. Наиболее распространены пластовые сводовые, литологически ограниченные, структурно-стратиграфические и массивные залежи. Основные запасы приходятся на массивные, пластово-массивные, сводовые и структурно-стратиграфические залежи. По типу флю­

164

идов это залежи газовые с нефтяными оторочками непромышлен­ ного значения, газонефтяные, нефтяные недонасыщенные газом, газоконденсатные.

7. Минерализация пластовых вод практически всех водоносных комплексов возрастает с увеличением глубины залегания вмещаю­ щих отложений и зависит от близости к областям современного пи­ тания.

На большей части Тимано-Печорской провинции, за исключе­ нием осевой части и восточного склона Тимана, в поддоманиковых отложениях девона, в силуре, песчаниках седьиольской серии и ме­ таморфических сланцах содержатся рассолы хлоркальциевого типа, характерные для гидрогеологических зон весьма затрудненного во­ дообмена, благоприятных для образования и сохранения залежей нефти и газа.

Воды в верхнедевонских, каменноугольных и пермских отложе­ ниях имеют застойный характер лишь в значительно погру­ женных частях Печорского и Болыпеземельского артезианских бассейнов.

Пластовые воды всех водоносных комплексов, как правило, недонасыщены растворенными газами (за исключением газонефтяных месторождений Ижма-Омринского района и Печоро-Городской зоны).

Значительная роль в формировании пластовых вод девонских отложений, особенно поддоманиковых, принадлежит седиментационным водам, отжимавшимся в пласты-коллекторы в процессе уп­ лотнения глинистых и глинисто-карбонатных осадков при их по­ степенном погружении и захоронении под толщей более молодых отложений.

В основных песчаных коллекторах продуктивных поддоманико­ вых отложений девона движение пластовых вод в девонское, ка­ менноугольное и пермское время было направлено из наиболее по­ груженных осевых частей девонской впадины, располагавшейся в районе современной Печорской тектонической гряды и севера Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба, к юго-запад­ ному и северо-восточному бортам впадины, в сторону меньших пластовых давлений.

ОПИСАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

К настоящему времени в Тимано-Печорской провинции открыто большое количество нефтяных, газовых и газоконденсатных место­ рождений и залежей промышленного значения и установлено ши­ рокое распространение нефтегазопроявлений и скоплений углево­ дородных флюидов непромышленного характера как по разрезу осадочного чехла, так и по площади (рис. 29).

Ниже приводится описание лишь наиболее характерных место­ рождений и залежей.

165

Месторождения Южного Тимана и Ижма-Печорской платформенной впадины

Месторождения нефти и газа этих двух крупных смежных тек­ тонических элементов провинции приурочены в основном к поддоманиковым отложениям девона, тесно связаны между собой посте­ пенным характером изменения геологического разреза, приурочен­ ностью к единому артезианскому бассейну и общностью условий формирования.

Я р е г с к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено на самом высоком гипсометриче­ ском уровне в Тимано-Печорской провинции и имеет весьма слож­ ное геологическое строение. То обстоятельство, что оно разрабаты­ вается шахтным способом, позволяет наблюдать не только картину распределения нефти и газа в разрезе, но и многие процессы дви­ жения нефти непосредственно в нефтяном пласте.

В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийские, девонские и четвертичные отложения. В основании залегают интенсивно дислоцированные, метаморфизованные терригенные породы — рифейские серицито-хлоритокварцевые сланцы. Кора выветривания сланцев представлена менее крепкими разно­ стями. Глубже это скальный монолит, с хорошо выраженными ра­ диальными трещинами. Вскрытая мощность сланцев 641,5 м. Эти комплексы подверглись воздействию древних кислых интрузий, что обусловило появление в сланцах новых минеральных образований,

втом числе и радиоактивных. Выщелачивание радиоактивных ве­ ществ привело к образованию месторождения радиоактивных вод

всланцах типа трещинных рассолов с растворенными в них ме­ таном, азотом, углекислотой, гелием, радоном, аммиаком. На эро­ дированной поверхности метаморфических сланцев несогласно и трансгрессивно лежат базальные отложения среднего девона.

167

В нижней части они представлены III нефтяным пластом мощ­ ностью около 30 м, а в кровле — надпластовой глинисто-аргилли­ товой пачкой, содержащей прослойки тонкозернистых битуминоз­ ных песчаников и алевролитов. Мощность надпластовой пачки 6— 12 м. Выше залегает туффито-диабазовая толща мощностью около

40 м.

На туффито-диабазовой толще несогласно залегают пашийские слои нижнефранского подъяруса верхнего девона. Пашийские слои представлены глинами и аргиллитами с редкими и маломощными линзами и прослоями песчаных пород. В кровле этих слоев зале­ гает II песчаный пласт, нефтеносный на соседнем Чибьюском ме­ сторождении, где он содержит легкую нефть.

Пашийские слои сменяются выше преимущественно глинистыми отложениями кыновско-саргаевского возраста мощностью около 100 м. В средней части их расположен песчано-глинистый пласт А

промышленного значения. В верхней части этих отложений выделя­ ется песчаный пласт I, эродированный в сводовой части складки. На крыльях он содержит небольшую по запасам залежь легкой нефти плотностью 0,887 г/см3, близкую по свойствам к нефти пла­ ста А. Глубина залегания пласта на Лыа-Иольском участке состав­ ляет 35—50 м.

Залегающие выше осадки четвертичной системы представлены главным образом суглинками с линзами песков, валунов и гравия, а также аллювиальными образованиями древних и современных речных потоков. Мощность четвертичных отложений до 26 м.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к асим­ метричной брахиантиклинальной складке северо-западного прости­ рания. Северо-восточное крыло шире и положе (1—2°), юго-запад­ ное круче (до 3°). Структура состоит из трех куполовидных поднятий (рис. 30) северо-западного простирания. Северная периклиналь сильно разбита дизъюнктивными нарушениями. По ее западной части проходит сброс амплитудой свыше 100 м. В на­ стоящее время нефтяными шахтами разрабатывается залежь се­ верного поднятия.

Шахтная разработка показала, что основным типом нарушений являются радиальные крутопадающие дизъюнктивные дислокации. На каждые 25 м подземных выработок приходится одна тектони­ ческая трещина. Трещинами структура разбита на множество бло­ ков, образующих в плане сложную мозаику. Трещины зияющие и выполненные глиной, рыхлым песком или минеральными жилами (кремнеземом, карбонатными породами, озокеритом), амплитуды смещения от 1 мм до 2 м. Более крупные нарушения сопровож­ даются зонами дробления и микротрещиноватостью, а смещения крыльев достигают 20 м по вертикали. В нарушениях, секущих весь разрез, амплитуда возрастает с глубиной, и по кровле мета­ морфических сланцев она в 2—3 раза больше, чем по кровле

168

Ill пласта. Сбросы чередуются со взбросами, как и горсты с гра­ бенами. В направлении от центральных к периферийным участкам структуры смещения принимают более выдержанный ступенчатый характер. Трещины имеют протяженность от нескольких метров до нескольких километров. Коллектор III пласта разбит на блоки, не­ редко несколько изолированные глиной на притертых стенках тре­ щин.

Основным промышленным объектом является III пласт среднего девона. Он представлен чередующимися кварцевыми песчаниками, аргиллитами, алевролитами и конгломератами, преобладают квар­ цевые песчаники с зернами 0,25—0,05 мм. Конгломератовидные разности характерны для кровли и подошвы пласта. Внутрипласто-

Есть участки, где почти половину мощности нефтеносной части пласта составляют непроницаемые аргиллиты и почти непроница­ емые алевролиты. Аргиллиты светло-серые, сухие, с частыми остат­ ками обугленной флоры, без всяких признаков битуминозности. Алевролиты обычно содержат следы нефти. Часто эти прослои слу­ жат непроницаемыми преградами, не допускающими выравнива­ ния нефтенасыщенности. В связи с этим встречаются и слабонасы­ щенные нефтью песчаники, и участки с аномально высокой газонасыщенностью (газовые карманы).

Коллекторские свойства III пласта хорошие. Пористость более 70%, проницаемость свыше ЮООмД, однако встречаются прослои песчаника проницаемостью в сотни и даже единицы миллидарси. Средняя пористость 14—15%, пределы изменения пористости от 3,5 до 33,5%- Трещиноватость пород значительно улучшает коллек­ торские свойства. Некоторые тектонические трещины сопровож­ даются серией мелких сколов, создающих околотрещинную зону дробления преимущественно с висячего бока трещины. Эти зоны дробления с примыкающими к ним рыхлыми песчаниками обла­ дают особенно высокими коллекторскими свойствами.

Базальный III пласт в пределах Ярегского месторождения со­ держит огромную залежь тяжелой нефти, резко отличающуюся по своим свойствам от большинства других известных нефтей ТиманоПечорской провинции.

По А. П. Желудеву (1954) ярегская нефть имеет следующую среднюю характеристику по 42 исследованным образцам: df>—

0,941 г/см3, вязкость 5200 сПз (при 100° С кинематическая вяз­ кость 24,71), содержание акцизных смол 67,0%, парафина 0,4%, асфальтенов 2,36%, серы 1,11%, выкипает до 300°С 15,8%. Груп­ повой состав дистиллятной части: метановых 21,15%, нафтеновых 45,6%, ароматических 33,25%. Таким образом, ярегская нефть яв­ ляется нафтеново-ароматической, тяжелой, сернистой, беспарафинистой.

К приподнятым участкам месторождения (шахта 3) приурочены наиболее легкие нефти. Самая тяжелая нефть встречена в шахте 2.

170