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

160 м) позволяли предполагать, что песчаники среднего девона нефтеносны в пределах всего замкнутого контура, объединяющего Верхнегрубешорскую и Пашшорскую структуры. Однако в скв. 3, расположенной на северной периклинали ниже на 102 м, притока нефти не получено.

Нефтегазоносность верхнедевонских, каменноугольных и ниж­ непермских отложений в пределах Верхнегрубешорского место­ рождения и Пашшорской структуры остается неизученной, а из верхнеартинских, кунгурских, верхнепермских и нижнетриасовых отложений при их опробовании в структурно-поисковых скважи­ нах на Верхнегрубешорской площади получены притоки минера­ лизованной воды с растворенным газом.

На Верхнегрубешорской структуре выявленная в песчаниках старооскольского горизонта живетского яруса крупная залежь легкой высокопарафинистой и резко недонасыщенной газом нефти занимает самое низкое гипсометрическое положение из всех про­ мышленных газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей в Ти- мано-Печорской провинции (подошва залежи находится на от­ метке минус 3804 м ).

Ю ж н о - Ш а п к и н с 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 к северу от Верхнегрубешорского месторождения в центральной части Шапкина-Юрьяхинского вала

иприурочено к одноименной локальной, асимметричной антикли­ нальной структуре с крутым флексурообразным западным крылом

исравнительно пологим восточным (рис. 52). Амплитуда седло­ вины, разделяющей собственно Южно-Шапкинское и Серчеюское структурные осложнения, около 100 м.

Вприсводовой части Южно-Шапкинской структуры пробурены поисковые скв. 21 и 23 глубиной 2506 и 2375 м, вскрывшие разрез четвертичных, меловых, юрских, триасовых и верхнепермских терригенных пород, а также преимущественно карбонатную толщу нижнепермских, верхне-, средне- и нижнекаменноугольных отло­ жений до верхней части турнейского яруса включительно (скв. 21).

Кровля преимущественно глинистых известняков нижней перми вскрыта скв. 21 и 23 соответственно на глубинах 1385 и 1400 м (абсолютные отметки минус 1258 и 1293 м), а кровля верхней

сельского ярусов нижней перми, гжельского и касимовского яру­ сов верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона, а также намюрского и визейского ярусов нижцего кар­ бона, суммарной мощностью около 700—750 м, выделяется не-, сколько мощных пачек высокопористых, сильно выщелоченных из­ вестняков и доломитов, разделенных более плотными, иногда

231

глинистыми разностями известняков. Высокопористые разности известняков и доломитов занимают в разрезе более 60%.

В основании визейского яруса скв. 21 в интервале 2400—2470 м вскрыты терригенные отложения яснополянского надгоризонта. При опробовании песчаников в интервале 2422—2435 м получен приток минерализованной воды плотностью 1,09 г/см3 и дебитом около 30 м3/сут. Обводненность этих песчаников, по-видимому, объясняется отсутствием непроницаемой покрышки, так как непос­ редственно под ними залегает пачка проницаемых карбонатных

танный приток нефти с водой суточным дебитом 41 м3 через шту­ цер диаметром 5 мм, в том числе 33 м3 нефти и 8 м3 воды плот­

недонасыщенная газом. По данным исследования глубинных проб, давление насыщения составляет 140 кгс/см2, тогда как пластовое давление равно 232 кгс/см2. Содержание растворенного газа 101 м3/т. Компонентный сост'ав газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании, следующий: метана 69,7%, этана 9,1%, пропана 6,4%, бутана 5,5%, пентана 3,1%, гексана и выс­ ших 1,6%, азота и редких 4,5%, углекислого газа 0,1%. Плотность газа по воздуху 0,872.

Залежь водоплавающая, небольшая по размерам. Покрышкой служит толща ангидритов, чередующихся с проницаемыми доло­ митами серпуховского надгоризонта. Водонефтяной контакт по данным опробования и каротажа проходит на глубине 2300 м (аб­ солютная отметка минус 2173 м), высота залежи в скв. 21 состав­ ляет 10 м, но возможно продуктивны также прослои проницаемых доломитов, залегающие выше между пластами ангидритов (интер­ вал переслаивания 2290—2180 м). Получение промышленного при­ тока нефти из окско-серпуховских отложений на Южно-Шапкин- ской структуре позволило по-новому оценить перспективы этой части разреза на других площадях и уже привело к открытию за­ лежи нефти на Усинском месторождении.

Выше по разрезу, в пористых карбонатах московского и каси­ мовского ярусов, опробованием скв. 21 и 23 доказано наличие залежи легкой нефти. Высота ее около 150 м. Водонефтяной кон­

являются уплотненные глинистые известняки верхней части гжель­ ского и нижней части ассельского ярусов мощностью 50—70 м. Залежь массивная, водоплавающая. Пластовая вода имеет плот­ ность 1,06—1,09 г/см3. Дебиты нефти составили 138—206 т/сут через штуцер диаметром 10 мм (скв. 23).

233

Нефть в залежи легкая (0,858 г/см3), малосмолистая, высоко­ парафинистая (4,42% по Гольде), малосернистая (0,61%), с высо­ ким содержанием легких фракций (до 300° С выкипает 45%) и газовым фактором, равным 94 м3/т. Пластовое давление составляет 204 кгс/см3, пластовая температура — 49° С, в отличие от нижней залежи давление насыщения нефти газом равно пластовому. За­

1840 м получены фонтаны безводной нефти дебитом соответственно 240 и 194 м3/сут. Нефть ассельского горизонта легкая (0,852 г/см3), малосмолистая, парафинистая (3,77% по Гольде), малосернистач (0,54%), с высоким содержанием легких компонентов (до 300° С выкипает 48%) и газовым фактором, равным 93 м3/т. Давление насыщения нефти газом составляет 185 кгс/см2 и равно пластовому давлению, пластовая температура 42° С.

Эффективная мощность пористых известняков около 30 м, про­ ницаемость, по данным промысловых исследований колеблется от 530 до 1320 мД. Пачка проницаемых нефтенасыщенных известня­ ков ассельского яруса четко выделяется в разрезе обоих скважин. Покрышкой для залежи служит пласт уплотненных глинистых из­ вестняков мощностью 10—15 м. Судя по резкому спаду удельных сопротивлений в нижней части пачки проницаемых известняков, нефтяная залежь водоплавающая.

В самой верхней части проницаемой карбонатной толщи ас- сельско-сакмарского возраста скв. 21 и 23 выявлена газонефтяная залежь. В скв. 23 при опробовании интервала 1764—1772 м полу­ чен приток нефти с водой суммарным дебитом 29,4 м3/сут через штуцер диаметром 5 мм. В процессе исследования вскрытого объ­ екта приток воды усилился, и' скважина прекратила фонтаниро­

такт, проходящий примерно на отметке минус 1662 м. Полученная нефть сходна по составу с нефтью залежи ассельского яруса. Она легкая (0,858 г/см3), малосмолистая, парафинистая (4,17% по Гольде), малосернистая (0,56%), с высоким содержанием легких

давление насыщения равно пластовому давлению, газовый фактор 93 м3/т. Выше по разрезу из интервала 1752—1743 м получен при­ ток газа с нефтью, причем дебит газа при работе через штуцер диаметром 9 мм составил 76 тыс. м3/сут, а промысловый газовый фактор 1100—1300 м3/т. Таким образом, скважиной вскрыт газо­

234

нефтяной контакт, проходящий на глубине примерно 1750 м, а вы­ сота нефтяной оторочки в этом случае составляет около 19—20 м.

Еще выше, при опробовании в скв. 23 интервалов 1731—1710 и 1699—1693 м, сложенных пористыми известняками сакмарского яруса, получен фонтан газа и конденсата. Пластовое давление на глубине 1680 м составило 172,7 кгс/см2, температура 38° С, стати­ ческое давление на устье скважины 149 кгс/см3. Дебит газа при работе через штуцер диаметром 9 мм составил 82 тыс. м3/сут, со­ держание конденсата по устьевым пробам колеблется в пределах 60—70 ом3/м3. Газ имеет следующий состав: метан 91,0% вес., этан 2,1%, пропан 0,59%, бутан-(-высшие 0,88%, азот 4,93%, угле­ кислый газ 0,5%• Высота газонефтяной залежи в сакмарском ярусе, судя по промыслово-геофизическим данным и результатам опробования, около 75 м, из которых нижние 20 м приходится на нефтяную оторочку. Покрышкой для залежи являются глинистые известняки артинского и кунгурского ярусов мощностью более

100 м.

Таким образом, первыми поисковыми скважинами на ЮжноШапкинском месторождении выявлено четыре залежи. Верхняя, приуроченная к известнякам сакмарского яруса, газовая с нефтя­

стью насыщены газом, и давления насыщения в них равны пласто­ вым, тогда как в окско-серпуховской залежи нефть значительно недонасыщена газом (давление насыщения меньше пластового давления на 92 кгс/см2). Характеристика трех верхних залежей свидетельствует о том, что уплотненные глинистые известняки над верхнекаменноугольной и ассельской залежами являются полупокрышками, способными в какой-то мере удерживать нефть, и про­ ницаемы для газа. Лишь артинско-кунгурские глинистые извест­ няки способны частично удерживать газообразные углеводороды от вертикальной миграции.

По аналогии с Верхнегрубешорским месторождением можно предполагать, что промышленно нефтеносными окажутся песча­ ники среднего девона, пока не вскрытые скважинами. Возможно также выявление небольших залежей газа в верхнепермских и триасовых отложениях.

Ш а п к и н с к о е г а з о н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение приурочено к одноименной структуре в цент­ ральной части Шапкина-Юрьяхинского вала, расположенной не­ посредственно к северо-западу от Южно-Шапкинской брахиантиклинали и отделенной от периклинали последней седловиной амплитудой менее 100 м. Строение складки асимметричное.

На Шапкинском месторождении, которое было первым месторож­ дением, открытым на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной

235

провинции, пробурено восемь скважин, вскрывших разрез от чет­ вертичных и меловых до среднедевонских пород включительно. Среднедевонские отложения вскрыты только скв. 2. В скв. 2 под 30-метровой пачкой среднедевонских песчаников (интервал 3915— 3945 м) вскрыта толща пестроцветных кварцевых разнозернистых с примесью гальки песчаников с прослоями серых и бурых аргил­ литов, сходных по литологии и облику с отложениями ордовик­ ского (?) возраста (седьельская и нибельская свиты ижма-омрин- ского комплекса) южных районов Тимано-Печорской провинции. Однако не исключена также принадлежность этих пород к сред­ нему девону. Песчаники среднего девона, вскрытые скв. 2, имеют благоприятную геофизическую характеристику, указывающую на возможную их продуктивность.

На Шапкинском месторождении выявлены газонефтяная за­ лежь в пористых карбонатных породах нижней перми и газовая залежь в песчаниках нижнетриасового возраста. Нижнепермская залежь приурочена к пористым, выщелоченным и трещиноватым доломитизированным известнякам и доломитам сакмарского яруса. Пористость карбонатных пород составляет по лаборатор­ ным определениям 13—14,5% и по промыслово-геофизическим данным 15,5%. Водонефтяной контакт вскрыт шестью скважинами на отметке минус 1801 м. Максимальный дебит нефти (48,5 т/сут через штуцер диаметром 7 мм) получен в скв. 1 из интервала

1860—1852 м. Нефть легкая (0,840 г/см3), парафинистая (3—5%),

малосернистая (0,5%), с большим содержанием легких компонен­ тов (до 300° С выкипает 58%) и большим газовым фактором (130—160 м3/т). Нефть полностью насыщена газом, давление на­ сыщения равно пластовому и составляет 197 кгс/см2.

В процессе опытной эксплуатации скв. 1 (интервал перфорации 1852—1860 м) отмечено постепенное уменьшение дебита нефти и резкое увеличение газового фактора до 1300 м3/т, что указывает на вскрытие газовой шапки. Поскольку ранее в этой же скважине при опробовании интервала 1852—1862 м был получен приток нефти с водой, можно сделать заключение, что в районе скв. I мощность нефтяной оторочки не превышает 8 м.

В отложениях сакмарского яруса на Шапкинской структуре имеется газовая залежь с небольшой нефтяной оторочкой мощно­ стью от 3 до 8 м, при общей высоте газонефтяной залежи в сводо­ вой части структуры 75 м. Залежь массивная и подпирается ак­ тивной водой.

Отсепарированный от конденсата газ в залежи имеет следую­ щий состав: метан 91% вес., этан 2,4%, пропан 1,4%, бутан-Ьвыс­ шие 0,4% и азота 4,1%. В газе из верхней части залежи (скв. 4, интервал 1822—1830 м) содержится темно-желтый конденсат плот­ ностью 0,726 г/см3, выход которого из устьевых проб колеблется от 6 до 45 см3/м3. Пластовое давление в газовой шапке на глубине 1825 м составляет 189,3 кгс/см2, температура 45,5° С.

236

Выше по разрезу, в полимиктовых песчаниках нижней части триасовых терригенных отложений, вскрытых скв. 1 в интервале 1146—1135 м, при опробовании испытателем пластов получен фон­ тан газа дебитом около 100 тыс. м3/сут. В наклонной скв. 6 (с ос­ нования буровой 4) из интервала 1155—1170 м получен фонтан газа с небольшой примесью нефти и конденсата. Дебит газа при работе через штуцер диаметром 15 мм составил 183,2 тыс. ;м3/сут при депрессии на пласт 24,5 кгс/см2. Пластовое давление в стати­ ческих условиях на глубине 1140 м 112 кгс/см2, температура 24,2° С. Пласт газонасыщенных песчаников в основании триаса с благо­ приятной электрокаротажной характеристикой вскрыт также в сво­ довой части структуры скв. 7. Газ из нижнетриасовых отложений азотно-метановый и содержит метана 78,6%, этана 1,6%, пропана 0,3%, тяжелых углеводородов 0,1%, азота и редких 19,4%. Плот­ ность газа 0,647.

Залежь газа в нижнетриасовых отложениях небольших разме­ ров, структурно-литологическая, о чем свидетельствует невыдер­ жанный линзовидный характер распространения по площади всех пластов и пачек песчаников нижнего триаса и верхней перми в Де­ нисовской впадине.

На Шапкинской структуре возможно наличие еще одной газо­ вой залежи в верхнепермских песчаниках, вскрытых скв. 6 в ин­ тервале 1191—1197 м и имеющих благоприятную характеристику по керну и промыслово-геофизическим данным. Образование зале­ жей газа в красноцветных песчаниках верхней перми и триаса, вероятно, обусловлено вертикальной миграцией газа через пачку глинистых известняков кунгурского и артинского ярусов из толщи пермско-каменноугольных пористых и высокопроницаемых извест­ няков и доломитов. Все выявленные на Шапкинской структуре залежи газа небольшие по размерам и запасам.

Ва с и л к о в с к о е г а з о к о н д е н с а т н о е

ме с т о р о ж д е н и е

Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной структуре в северной части Шапкина-Юрьяхинского вала (рис. 53). Василковская структура по кровле карбонатных отло­ жений нижней перми имеет амплитуду 150—200 м. Строение складки асимметричное, юго-западное крыло крутое, северо-во­ сточное пологое.

Василковское месторождение открыто структурно-поисковой скв. 152 в южной части структуры. Скважина прошла разрез чет­ вертичных, меловых, юрских, триасовых и верхнепермских отложе­ ний. В верхнепермских отложениях, представленных чередованием песчаников, алевролитов и глин, вскрыт ряд газоносных пластов в интервале 1480—1840 м. При совместном опробовании интерва­ лов 1797—1794, 1770—1764 и 1746—1743 м, где общая эффектив­ ная мощность песчаников составляет 12 м, получен фонтан газа и

237

конденсата дебитом 335 тыс. м3/сут при депрессии на пласты в 35,7 кгс/см2, что свидетельствует о высоких коллекторских свой­ ствах песчаников. Выход стабильного конденсата составляет около 60—70 см3/м3. Пластовое давление на глубине 1760 м 177,5 кгс/см2, температура 46° С, газ содержит метана 93,3%, этана 1,7%, про­ пана 0,6%, пентана и более тяжелых 0,4%, азота и редких 4%. Плотность газа по воздуху 0,592, плотность конденсата составляет 0,722 г/см3. В начальный период исследования скважины в струе газа было отмечено небольшое количество нефти плотностью 0,881 г/см3 с содержанием серы 0,56%, парафина 0,41% по Гольде, асфальтенов 0,35%, фракций, выкипающих до 300° С, 46%.

Судя по результатам бурения и опробования скв. 152, 2 и 145, в верхнепермских песчаниках на Василковской структуре газона­ сыщенными являются несколько пачек песчаников с разными от­ метками газоводяных контактов. В мощной карбонатной толще пермско-каменноугольного возраста в скв. 1 Василковская выде­ ляется несколько пачек проницаемых пород, разделенных более плотными глинистыми известняками и доломитами. При опробо­ вании нескольких интервалов испытателем пластов на каротажном кабеле получены пробы газа (глубина 2343 м) и фильтрата буро­ вого раствора с пленкой нефти (глубины 2381 и 2409 м), свиде­ тельствующие о присутствии газоконденсатных залежей не только в верхнепермских песчаниках, но и в пермско-каменноугольных известняках и доломитах.

Л а я в о ж 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 центральной части Денисовской впадины и приурочено к очень крупной одноименной структуре, которая вместе с более южными Командиршорской и Мишваньской структурами образует вытянутый пологий Лайский вал

(рис. 54).

Лаявожская структура представляет собой платформенную складку с пологим западным и более крутым восточным крыльями (рис. 55). По кровле известняков нижней перми структура имеет амплитуду около 200 м. Структурные планы по отражающим го­ ризонтам в нижнепермских и каменноугольных отложениях прак­ тически совпадают. По семилукскому горизонту франского яруса наблюдается значительное смещение свода вдоль оси к югу. В бо­ лее глубоких среднедевонских отложениях наблюдается резкое несовпадение структурных планов. Наиболее приподнятая часть древнего Лайского поднятия смещается далеко на юг и распола­ гается в районе Командиршорской и Мишваньской структур. В нижних горизонтах осадочного чехла сейсморазведкой четко фиксируется резкое сокращение мощностей к сводовой части Лай­ ского вала и увеличение их в восточном и западном направлениях к Колвинскому и Шапкина-Юрьяхинскому валам.

239

240