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

221

количество нефти плотностью 0,768—0,800 г/см3 с содержанием парафина 1,9—28,5%.

Притоки газоконденсатной смеси получены в скв. 1, 8, 9, 12 на Печоро-Городской площади и 21, 22, 23 на Печоро-Кожвинской. Выявленные залежи, по-видимому, пластовые сводовые.

Рис. 49. Структурная карта по кровле песчаников живетского яруса Печоро-Городского и Печоро-Кожвинского месторожде­ ний газа.

По анализам устьевых проб в газе содержится метана 82,8— 78,9%, этана 7,2—8,7%, пропана 3,4—4,6%, бутана 2,0—2,5%,

пентана 1,0—1,1% гексана 0,3—0,5% азота и редких 2,8—3,7%. Конденсат имеет плотность 0,733—0,741 г/см3, вязкость 0,99— 1,07 сСт, начало кипения 41,5° С, выкипает до 200° С 74,5% и до

300° 93%, содержание серы 0,13 и парафина до 10—14%.

222

Суммарные запасы газа в залежах старооскольского горизонта Печоро-Городского и Печоро-Кожвинского месторождений состав­ ляют около 12 млрд. м3.

Из песчаников пашийского и кыновского горизонтов в скв. 10 и 24 получены притоки нефти. Нефть из скв. 24 (интервал опробо­ вания 3390—3380 и 3362—3356 м, эффективная мощность песча­ ников около 4 м) легкая, плотность ее 0,827 г/см3, малосернистая (0,50%) высокопарафинистая (5,6—6,6%) вязкость при 20° С 12,0—13,4 сСт, до 200° С выкипает 27% и до 300° С — 49%. Пла­ стовое давление на глубине 300 им составляет 334,1 кгс/см2, темпе­ ратура 68,5° С. Давление насыщения нефти газом 280 кгс/см2, га­ зовый фактор по однократному разгазированию глубинных проб нефти не менее 289 м3/т, в пластовых условиях плотность нефти составляет 0,663 г/см3.

Растворенный в нефти газ содержит метана 66%, этана 12,9%, пропана 9,2%, бутана 5,5%, пентана 2,8%, гексана и высших 1,3%■ Таким образом, состав газа типичен для газоконденсатных месторождений. Давление насыщения нефти газом также не очень сильно отличается от пластового давления.

Дебит нефти при исследовании скв. 24 Печоро-Кожвинская со­ ставил около 25 т/сут через 7-мм штуцер, однако после отбора из скважины всего нескольких сот тонн нефти давление в пласте резко упало, что свидетельствует о вскрытии скважиной ограни­ ченной по размерам линзы нефтенасыщенных песчаников. По-ви­ димому, незначительные размеры имеет и залежь нефти, вскрытая скв. 10 на погружении юго-западного крыла Печоро-Городской структуры.

Помимо вышеописанных газоконденсатных и нефтяных зале­ жей в поддоманиковых отложениях девона, на Печоро-Городской структуре выявлена очень небольшая залежь газа с нефтяной ото­ рочкой в кровле песчаников яснополянского надгоризонта. При­ ток газа дебитом 100 тыс м3/сут получен только в скв. 51 на юж­ ной периклинали. структуры (интервал опробования 1066—1069 м). Газ содержит 86,1% метана, 13,1% азота и редких, около 0,5% этана и 0,3% углекислоты. В других скважинах даже на более высоких гипсометрических отметках из песчаников яснополянского надгоризонта получены притоки воды с пленками высокосмоли­ стой вязкой нефти плотностью 0,950—0,970 г/см3. Опытная эксплу­ атация скв. 51 показала, что запасы газа во вскрытой залежи со­ ставляют всего несколько миллионов кубометров.

Таким образом, несмотря на прекрасные коллекторские свой­ ства песчаников угленосной свиты (яснополянского надгоризонта) и наличие четких антиклинальных структур, а также прямые приз­ наки нефтегазоносности песчаников, ни на Печоро-Городской, ни на Печоро-Кожвинской площади промышленных залежей нефти и газа в этих песчаниках не выявлено из-за отсутствия в отложе­ ниях визейского яруса и нижней перми глинистых пачек пород, которые могли бы обеспечить сохранность залежей углеводородов

223

в песчаниках угленосной свиты. По существу скважинами на Пе­ чоро-Городской и Печоро-Кожвинской структурах встречены лишь остатки ранее существовавших более крупных залежей.

Еще выше по разрезу, в песчаниках нижней части казанского яруса на Печоро-Городском и Печоро-Кожвинском месторожде­ ниях встречены небольшие по размерам залежи преимущественно метанового газа с оторочками из утяжеленной и тяжелой нефти. Газоносные песчаники имеют линзовидное строение и представ­ лены полимиктовыми средне- и мелкозернистыми разностями по­ ристостью до 22—24% и проницаемостью до 300—400 мД. Эффек­ тивные мощности отдельных линзовидных прослоев достигают

7—10 м.

Наиболее продуктивной оказалась скв. 59 на Печоро-Кожвин- ском месторождении, в которой начальное пластовое давление на

шие оторочки из нефти различного состава и плотности (0,847 г/см3 в скв. 61, 0,856—0,872 г/см3 в скв. 63 и 62 Печоро-Кожвинского месторождения, 0,895—0,903 г/см3 в скв. 51, 124 и других ПечороГородского месторождения).

Наиболее высокодебитный приток нефти (20 м3/сут) получен при опробовании интервала 548—530 м в скв. 61 на Печоро-Кож- винском месторождении, в других скважинах дебиты нефти изме­ ряются единицами тонн. Нефть из скв. 61 имеет плотность 0,847 г/см3 и содержит серы 0,64%, парафина 2,2%, асфальтенов 1,6%. Нефть из других скважин более тяжелая и содержит значи­ тельное количество смол и асфальтенов. Все нефтяные оторочки в верхнепермских отложениях небольших размеров и не имеют промышленного значения.

А р а н е ц к о е н е ф т е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Пе­ чоро-Кожвинского мегавала к югу от Печоро-Городского место­ рождения и приурочено к Аранецкой антиклинальной складке.

Аранецкая структура представляет собой узкую линейно вы­ тянутую антиклинальную складку северо-западного простирания амплитудой около 300 м. Юго-западное крыло структуры относи­ тельно пологое, а северо-восточное более крутое, переходящее в очень крутую флексуру с углом падения до 70—80° и амплиту­ дой в несколько километров. Строение отложений девона практи­ чески не изучено.

Пробуренными скважинами вскрыты отложения триасового, пермского и каменноугольного возраста до глубины 2500 м, при-

224

чем в сводовой части выявлены нефтяная залежь в песчаниках яснополянского надгоризонта и две газовые залежи в песчаниках верхней перми. В пробуренных скважинах отмечались нефтегазопроявления практически по всему разрезу визейского яруса и верхней перми. Более глубоко залегающие горизонты верхнего и среднего девона скважинами не вскрыты.

Наиболее гипсометрически глубокая на Аранецкой структуре залежь нефти в яснополянском надгоризонте визейского яруса вскрыта присводовой скв. 2 в интервале 2288—2280 м и приуро­ чена к самой верхней части толщи песчаников и алевролитов об­ щей мощностью 110—130 м. В разрезе яснополянского надгори­ зонта преобладают кварцевые разнозернистые песчаники пористо­ стью до 20,1% и проницаемостью более 100 мД.

При опробовании в скв. 2 интервала 2280—2288 м получен фонтанный приток легкой нефти дебитом 32 т/сут при работе через штуцер диаметром 4 мм. Залежь сводовая, водоплавающая, с во­ донефтяным контактом на отметке минус 2206 м. Высота залежи составляет в скв. 2 всего 8—10 м. Во всех других скважинах пес­ чаники яснополянского надгоризонта вскрыты ниже 2206 м и они оказались обводненными. Таким образом, несмотря на наличие крупной Аранецкой структуры с большой нефтесборной площадью и прекрасными коллекторскими свойствами средневизейских пес­ чаников, приуроченная к последним залежь нефти очень неболь­ шая, что объясняется залеганием непосредственно над песчани­ ками доломитов и известняков верхневизейского подъяруса, не обладающих достаточными изолирующими свойствами.

Нефть, полученная в скв. 2 имеет плотность 0,832 г/см3, мало­ сернистая (0,89%), парафинистая (2,65% по Гольде), смолистая (9%) и характеризуется высоким содержанием легких фракций (до 200° С выкипает 32,5%, Д о 300° С — 57%). Нефть отличается очень высокой газонасьпценностью, при пластовом давлении в нефтяной залежи 244,5 кгс/см2, давление насыщения нефти га­ зом составляет 240,5 кгс/см2, а газовый фактор 210 м3/т.

Выделяющийся из нефти газ при давлении в сепараторе 5 кгс/см2 содержит 86,6% метана, 5,2% этана, 2,6% пропана, 1,4% бутана, 0,5% пентана и гексана, 2,9% азота и редких и 0,8% угле­ кислого газа.

Таким образом, нефть предельно насыщена газом и достаточно даже небольшого (4—5 кгс/см2) понижения пластового давления (например при вертикальной миграции нефти из средневизейских песчаников через толщу перекрывающих их доломитов и извест­ няков пермо-карбона и терригенных отложений верхней перми и

нефти и выделявшегося из нее газа и объясняется наличие угле­ водородов по всему разрезу в присводовой части Аранецкой струк­ туры вплоть до самой поверхности (нефтенасыщение и примазки

нефти в карбонатных отложениях карбона и нижней перми, не­ большие залежи в линзовидных прослоях песчаников верхней перми и триаса). Так, небольшая залежь газа вскрыта в песчани­ ках нижней части казанского яруса верхней перми в скв. 22 (ин­

ная картина газонасыщенности песчаников верхней перми полу­ чена при фонтанировании газом и водой за технической колонной скв. 1. Температурные замеры в технической колонне при фонта­ нировании скважины показали значительное понижение темпера­ туры против серии песчаных прослоев, свидетельствующее об од­ новременном их продуцировании газом и водой, причем верхние работающие прослои выделялись на глубине всего 200 м пли у са­ мой поверхности.

Помимо описанных выше месторождений в пределах ПечороКожвинского мегавала интересные данные о нефтегазоносное™ средневизейских песчаников получены на Переборской, ЮжноЛиственичной, Югидской, Худоиольской и Войской структурах.

Так, на расположенной непосредственно к югу от Аранецкого месторождения и гипсометрически самой высокой Переборской структуре Печоро-Городского вала в средневизейских песчаниках, развитых на крыльях и периклиналях структуры и размытых в ее своде, на глубине 900—1000 м выявлена залежь высокопарафини­ стой нефти вазелиноподобной консистенции. Образование этой за­ лежи, по-видимому, произошло в результате выпадения парафи­ нов из нефти при ее миграции через толщу средневизейских пес­ чаников при температуре начала загустевания парафинов.

На Южно-Лиственичной структуре, расположенной к северозападу от Печоро-Кожвинского месторождения, в средневизейских песчаниках, перекрытых аргиллитами и мергелями тульского го­ ризонта, на глубине 664—653 м выявлена небольшая залежь тя­ желой и очень вязкой нефти. Дебит нефти при опробовании скв. 81, определенной по подъему уровня, составил 9,9 м3/сут. Нефть имеет плотность 0,981 г/см3, содержит серы 1,3% и парафина 0,43%.

На Южно-Лиственичной структуре, расположенной к северо- к югу от Кыртаиольского месторождения, также установлено на­ сыщение средневизейских песчаников и карбонатных отложений верхнего визе тяжелой нефтью. Промышленно нефтенасыщенными являются визейские песчаники на Югидском месторождении, где они залегают на глубине от 505 до 580 м. Нефть тяжелая (0,920— 0,950 г/см3), сернистая (0,98%), почти не содержит парафина (0,7%), характеризуется очень высоким содержанием акцизных смол (48%) до 300° С выкипает 33%.

Геологические запасы нефти в средневизейских песчаниках Югидского месторождения из-за высокой ее вязкости и низкой дебитности скважин отнесены к забалансовым. Интенсивное нефтенасыщение отмечено также в органогенных пористых и трещи­

226

новатых известняках тульского горизонта, непосредственно пере­ крывающих нефтеносные песчаники, нефте- и битумопроявлення в керне встречены в карбонатных породах верхней части визенского яруса и нижней перми и песчаниках верхней перми.

На Худоиольской структуре примазки нефти встречены в кар­ бонатных отложениях фаменского и турнейского возраста, а из средневнзейских песчаников в скв. 151 с глубины 250—263 м по­ лучены слабые притоки тяжелой нефти (0,982—0,988 г/см3) с водой.

На расположенной к югу от Худоиольской структуры Войской антиклинали визейские закированные песчаники выведены на по­ верхность и используются для выработки абразивных изделий.

Поддоманиковые отложения девона на Аранецкой, Переборской, Югидской, Худоиольской и Войской структурах скважинами не вскрывались и, безусловно, являются перспективными для по­ исков в них газоконденсатных и нефтяных залежей (по аналогии с Кыртаиольским, Печоро-Городским и Печоро-Кожвинским ме­ сторождениями) .

Месторождения Денисовской впадины

Денисовская впадина является одним из наиболее крупных тектонических элементов Тимано-Печорской провинции. Она про­ тягивается параллельно Тиману с юго-востока на северо-запад более чем на 250 км, раскрываясь на севере к Печорскому морю, а на юге постепенно переходят в более погруженную Большесынинскую впадину Предуральского прогиба.

По верхним горизонтам осадочного чехла (мезозой—пермь-кар­ бон) происходит погружение слоев от обрамляющих Денисовскую впадину структур Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов к ее центру. В нижних горизонтах осадочного чехла (ордовик-си­ лур—нижний девон) наблюдается обратная картина: слои погру­ жаются от центральной части Денисовской впадины, где четко вырисовывается крупный древний погребенный свод, в сторону Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов.

В пределах Денисовской впадинывыявлен целый ряд антикли­ нальных структур, приуроченных на северо-западе к ШапкинаЮрьяхинскому валу и в центральной части впадины — к Лан­ скому валу. Шапкина-Юрьяхинский вал (рис. 50), вероятно, является северо-восточным ответвлением Печоро-Кожвинского мсгавала. С юга на север здесь оконтурены Юрьяхинская, Верхнегрубешорская, Пашшорская, Среднесерчейюская, Южно-Шапкинская, Шапкинская, Северо-Шапкинская, Ванейвисская, Василковская и Кумжинская структуры, причем последняя расположена уже в дельте Печоры. По отложениям перми, карбона и девона гипсо­ метрически наиболее высокой является Пашшорская структура, от которой происходит погружение пород вдоль оси вала на севе­ ро-запад в сторону Василковской структуры по кровле карбонатов нижней перми более чем на 700 м. Все .структуры этого вала

имеют асимметричное строение, крутые юго-западные крылья пе­ реходят в крутой высокоамплитудный (до 400—1000 м) флексуросброс над разломом в фундаменте, северо-восточные крылья от­ носительно пологие.

Структуры Лайского вала в центральной части Денисовской впадины (Лаявожская, Мишваньская, Командиршорская) имеют более крупные размеры и пологие крылья.

Пробуренными скважинами вскрыт разрез осадочных отложе­ ний от мезозойских до среднедевонских включительно, предпола­ гается наличие также более древних отложений нижнего девона и силура.

Промышленные залежи газа и нефти в Денисовской впадине выявлены в отложениях среднего девона, карбона, перми и триаса на пяти месторождениях: Верхнегрубешорском, Южно-Шапкин- ском, Шапкинском, Василковском и Лаявожском, что свидетель­ ствует об исключительно высокой перспективности этой терри­ тории.

В е р х н е г р у б е ш о р 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 в южной части Шапкина-Юрья- хинского вала и приурочено к одноименной структуре (рис. 51). Верхнегрубешорская и Пашшорская структуры по поддоманиковым отложениям девона имеют общий контур и амплитуду около

300 м.

На Верхнегрубешорской структуре пробурено только две по­ исковых скважины, вскрывших разрез осадочных отложений от четвертичного и мелового возраста до живетского яруса сред­ него девона включительно. В разрезе живетского яруса в интер­ вале 3790—3962 м скв. 1 вскрыты две пачки нефтенасыщенных песчаников старооскольского горизонта, с общей эффективной мощностью проницаемых слоев, по данным микрозондирования, свыше 70 м. Забой скважины при глубине 3996 м остановлен в от­ ложениях афонинского горизонта живетского яруса.

Вскважине при раздельном опробовании интервалов 3996—3866

и3829—3790 м получены фонтаны легкой нефти дебитом соответ­ ственно 208 и 200 т/сут через штуцеры диаметром 12,5 и 12 мм. Нефть легкая (0,820 г/см3), малосмолистая (15%), малосернистая (0,24—0,32%), сильно парафинистая (6,5 по Гольде), богатая лег­

кими фракциями (до 300° С выкипает 54%). Пластовое давление в залежи на глубине 3920 м составляет 419 кгс/см2, температура 91° С. Нефть резко недонасыщена газом: давление насыщения 116 кгс/см2, газовый фактор 57 м3/т.

Покрышкой, обеспечивающей сохранность нефтяной залежи в песчаниках старооскольского горизонта, служит пачка глинисто­ мергелистых отложений кыновского и саргаевского горизонтов

229

мощностью более 100 м, а также достаточно мощная толща глин и мергелей верхнефранского подъяруса.

Рис. 51. Структурная карта (а) и геологический про­ филь (б) Верхнегрубешорского месторождения.

1 — изогипсы кровли песчаников живетского яруса; 2 — флексуро­ разрывная зона; 3 — условный ВНК; 4 — нефть; 5 — поверхность размыва; 6 — подошва семилукских отложений; 7 — кровля из­ вестняков нижней перми; 8 — гипсово-ангидритовая толща визе.

Наличие песчаников в разрезе среднего девона к югу и северу от Верхнегрубешорской структуры, в Юрьяхинской и Шапкинской скважинах, большая высота выявленной нефтяной залежи (более

230