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

бинах от 1106 до 1409 м в сводовой скв. 11. Этаж нефтеносности достигает 302,8 м, эффективная нефтенасыщенная мощность про­ ницаемых известняков и доломитов меняется от ноля на контуре до 115—120 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт

тральной (скв. И) и северной (скв. 1) частях залежи. Притоки нефти при опробовании получены из всех интервалов, в которых породы характеризовались по промыслово-геофизическим данным как коллекторы. В зависимости от эффективной мощности коллек­ торов в опробованных интервалах дебиты нефти составляли до 17—20 т/сут при самопереливе на устье через насоснокомпрессор­

В процессе опытной эксплуатации скв. 3 с применением погру­ женного насоса и станка-качалки получен устойчивый дебит нефти в 34—38 т/сут, причем суммарный отбор нефти составил более

6000 т.

При исследовании скв. 11 дебит нефти составил около 17 т/сут при депрессии на пласт всего 1,5 кгс/см2. Такие высокие для вяз­ кой нефти дебиты получены без солянокислотной обработки кар­ бонатных пластов.

Нефть в пермско-среднекаменноугольной залежи тяжелая, плот­ ностью при 20° С от 0,954 до 0,968 г/см3, высокосмолистая (17— 21%), сернистая (1,89—2,11%), беспарафинистая (0,08—0,6%),

с низким содержанием легких фракций (до 200° С выкипает 5,5— 8 %, до 300° С — 23—26,5 %).

Газонасыщенность нефти меняется от 17,5 м3/т в приконтурной части залежи до 30 м3/т в ее центральной и присводовой частях. Вязкость нефти в пластовых условиях при средней газонасыщенностн 24 м3/т составляет около 300 спз. Давление насыщения нефти газом составляет 71 кгс/см2 и меньше пластового па

52кгс/см2.

Растворенный в нефти газ типичный для тяжелых нефтей и

содержит метана 85,4%, этана 4,6%, пропана и более тяжелых углеводородов 4,0%, азота и редких 4,6%, углекислого газа 1,4%.

Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноуголыюй залежи служат верхнепермские терригенные красноцветные отложения, причем нижние пласты верхнепермских песчаников пропитаны за­ густевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. По-видимому, характер нефти нижнепермско-среднекаменноуголь- ной залежи определяется низкими изолирующими свойствами по­ крышки и воздействием на нее гипергенных факторов.

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов нефти Усинского месторождения определяются возможностью вы­ явления залежей в силурийских отложениях залегающих на глу­ бинах около 5000 м.

251

В о з е й 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 непосредственно к северу от Усинского месторождения и приурочено к самому крупному а пре­ делах Колвинского мегавала Возейскому поднятию (рис. 58) ам­ плитудой 400—450 м. По данным сейсморазведки, Возейское под­ нятие имеет северо-западное простирание, широкий и пологий свод, более пологое западное крыло и более крутое восточное, осложненное флексуро-разрывом.

В основании центральной части Возейского поднятия располо­ жен крупный выступ фундамента, вскрытый скв. 51 на глубине 4388 м и представленный кварцевыми порфирами (альбитофирами) верхнерифейско-кембрийского (?) возраста. Над выступом фундамента отсутствует ордовик, а мощность осадочных отложе­ ний силурийского и особенно нижнедевонского возраста значи­ тельно сокращена. Среднедевонские отложения в своде выпа­ дают из разреза и маломощные кыновско-саргаевские глины и мергели в скв. 51 и 52 непосредственно залегают на сохранив­ шихся от предкыновского размыва нижних пачках нижнего девона. По мере удаления от свода Возейского поднятия к его периклиналям разрез становится более полным за счет появления вначале верхних литологических пачек нижнего девона, а затем и средне­ девонских отложений. Последние в зоне сочленения Возейского и Усинского поднятий в скв. 30 Усинская имеют мощность 167 м, а на северной периклинали Возейского поднятия скв. 55 про­ шла по среднему девону более 235 м и не вскрыла его подошвы. В разрезе среднедевонских отложений, вскрытых скв. 55, по данным керна и электрокаротажа в интервале 3606—3748 м имеется несколько пластов нефтенасыщенных песчаников порис­ тостью 12—16% и проницаемостью 70—190 мД. Суммарная мощность их 16—20 м, а в скв. 30 на южной периклинали суммарная мощность вместе с водоносной их частью составляет более 35 м.

При опробовании в скв. 55 двух объектов в интервале 3714— 3722 и 3614—3622 м получены фонтанные притоки легкой нефти плотностью 0,834 г/см3 дебитом 54 т/сут через 7-мм штуцер и 70т/сут через 9-мм штуцер. Нефть легкая (плотность 0,8344 г/см3), малосернистая (0,13%), парафинистая (13,8% по методике ВНИИНП и 5,87 по Гольде), богатая легкими фракциями. При­ сутствие отложений среднего девона не исключено также в скв. 53, расположенной на западном крыле структуры гипсометрически ниже скв. 51 на ПО м. Во время бурения скв. 53 в поддоманиковых отложениях в интервале 3222—3226 -м началось разгазирование раствора, перешедшее в перелив, а затем в водонефтяной фон­ тан. Нефть аналогична среднедевонской нефти в скв. 55. Ранее пробуренными скв. 51 и 52 было установлено отсутствие сред­ него девона на своде структуры. Таким образом, выявленная за­ лежь, видимо, аналогична среднедевонской залежи на Усинской

252

Рис. 58. Структурная карта по подошве верхнего де­ вона (а) и геологический профиль (б) Возейского место­ рождения нефти.

площади, т. е. пластовая, сводовая, осложненная выклиниванием пород на своде.

При проходке силурийско-ордовикских отложений в скв. 51 (интервал 3353—4390 м) по газовому каротажу отмечалось перио­ дическое повышение газосодержания в буровом растворе, однако при опробовании, открытым стволом интервала 4516,4—’3036,5 м получен незначительный приток (13,2 м3/сут) минерализованной воды плотностью 1,1 г/см3 с запахом сероводорода. Газовый фак­ тор 2,93 м3/т.

В скв. 52 при опробовании нижней части силурийских отложе­

тервала соляной кислотой практически не давала увеличения дебита.

Нефть всех трех объектов имеет очень близкий состав, легкая

(0,850—0,856 г/см3), практически бессернистая (0,11—0,13%), па­ рафинистая (3,3—3,7% по Гольде), бедная легкими погонами (газобензиновая фракция составляет 13,9—14,7%, керосино-га- зойлевая — 78,5—81,0%, смолы силикагелевые— 3,15—4,35%, ас­ фальтены— 1,35—2,45). Основной покрышкой для залежей в мен- дьтмско-доманиковой карбонатной пачке служит толща глин и мергелей верхнефранского подъяруса мощностью около 500 м.

В фаменских отложениях скв. 52/2 вскрыт пласт проницаемых известняков эффективной мощностью 10 м, из которого получен приток нефти дебитом 25 м3/сут при работе скважины переливом через насосно-компрессорные трубы. Пластовое давление на глу­

29,14%, масел 65,45%, смол силикагелевых 3,99% и асфальтенов 1,41%- В скв. 53 фаменский пласт размыт.

В верхней части пермско-каменноугольных выщелоченных извест­ няков выявлена массивная залежь легкой нефти. Максимальные дебиты составили в скв. 75 240 м3/сут через 24-мм штуцер и в скв. 77 (интервал 1627—1641 м) 320 м3/сут через НКТ 21/2,/. ВНК определен на отметке минус 1550 м. Эффективная мощность кол­ лектора до 40 м. Нефть легкая (0,856 г/см3), малопарафинистая (2,79%), малосмолистая (6,37%), сернистая (0,8%). Газовый фак­ тор 7,0 м3/т, давление насыщения 20 кгс/см2 при пластовом давле­ нии 162 кгс/см2.

Таким образом, в отличие от Усинского месторождения, где пермско-каменноугольные известняки насыщены тяжелой нефтью, на Возейском поднятии эти же отложения содержат залежь легкой

254

нефти, что свидетельствует о большей герметичности покрываю­ щих залежь пород. Высота залежи по результатам работ в присводовой части Возейского поднятия составляет 101 м.

Таким образом, на Возейском поднятии уже выявлены залежи легкой нефти в доманиковых, фаменских и пермско-каменноуголь­ ных отложениях. Большая площадь и амплитуда Возейского под­ нятия позволяют рассчитывать на крупные размеры месторож­ дения.

Х а р ь я г и н е к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Непосредственно к северу от Возейского месторождения на Колвинском мегавалу расположено крупное Харьягинское подня­ тие, осложненное рядом локальных структур (Южно-Харьягин- ской, Харьягинской, Северо-Харьягинской). Восточное крыло Харьягинского поднятия очень крутое, флексурообразное, а западное более пологое. Сводовая часть поднятия плоская, амплитуда ло­ кальных структур составляет 100—250 м. Фундамент под Харьягинским поднятием погружен на глубину до 6500—7000 м, и под­ нятие имеет явно выраженные черты инверсионного развития.

Здесь пробурена только одна параметрическая скв. 1 до глу­ бины 3950,6 м, вскрывшая разрез четвертичных, мезозойских, пермских, каменноугольных и девонских отложений вплоть до живетского яруса. В отличие от разрезов Усинского и Возейского месторождений на Харьягинской площади отмечено выпадение из разреза верхне- и среднекаменноугольных отложений с непосред­ ственным налеганием известняков ассельского яруса нижней перми на известняки намюрского яруса, замещение рифогенными известняками значительной части мощной мергелистой толщи верхнефранско-нижнефаменского возраста и значительное увели­ чение мощности среднедевонских отложений. В разрезе поддоманиковых отложений в интервалах 3605—3630 и 3740—3830 м выделяются две пачки песчаников старооскольского горизонта живетского яруса, ниже которых вскрыты глины, алевролиты и известняки афонинского горизонта.

При опробовании нижних песчаников через перфорированную 5" эксплуатационную колонну в интервале 3746—3750 м получен приток минерализованной воды с растворенным газом, соленость 13,5° Be', плотность 1,1020 г/см3. Дебит воды переливом составил 171 м3/сут через 2У2" насосно-компрессорные трубы, статическое давление на устье 60,8 кгс/см2. Пластовое давление на глубине 3750 м 467 кгс/см2, температура 86° С, газовый фактор 1,77 м3/м3, давление насыщения воды газом 172 кгс/см2 при 86° С. Большой дебит воды при перфорации всего 4 м песчаников свидетельствует о высоких коллекторских свойствах последних.

Из верхней пачки песчаников старооскольского горизонта (ин­ тервалы перфорации 3608—3616 и 3621—3628 м) получен приток сильно парафинистой нефти плотностью 0,820 г/см3, серы 0,1%, па­

255

рафина (по Гольде) 16—34% (температура плавления 51° С ), вяз­

силикагелевые 3,43%, асфальтены практически отсутствуют. Вследствие высокой температуры застывания парафинистой

нефти (51° С) насосно-компрессорные трубы быстро забиваются, и скважина фонтанирует только при подкачке воздуха в затрубное пространство. По кратковременному замеру дебит нефти составил около 45 м3/сут, а дебит газа 8—10 тыс. м3/сут при работе сква­ жины через 2‘/г" насосно-компрессорные трубы и затрубном дав­ лении 10 кгс/см2.

Растворенный в нефти газ содержит метана 79,7%, этана 7,7%,. пропана 4,4%, бутана 15%, пентана 0,59%, гексана 0,14%, азота 5,33%, углекислого газа 0,53%. Из-за высокой вязкости нефти ото­ брать глубинные пробы нефти и определить содержание в ней ра­ створенного газа и давление насыщения не удалось.

Размеры залежи также остались не выясненными, но учитывая,, что по поддоманиковым отложениям девона скв. 1 Харьяга зани­ мает не самое высокое гипсометрическое положение, можно пред­ полагать продуктивность в сводовой части Харьягинской струк­ туры и на других локальных структурах этого поднятия не только1 верхних, но и основных песчаников старооскольского и афонииского горизонтов.

Выше по разрезу при опробовании в процессе бурения испыта­ телем пластов пачки известняков нижнефаменского и верхнефранского возраста (интервал 2640—2700 м) получен приток легкой нефти плотностью 0,842 г/см3, малосернистой (0,5%), высокопара­ финистой (9,6% по Гольде), близкой по компонентному составу к нефти из песчаников живетского яруса.

Таким образом, на структурах Колвинского мегавала, из кото­ рых наиболее разведанной является Усинская, наблюдается сле­ дующее распределение залежей по разрезу: легкие (0,82— 0,85 г/см3), резко недонасыщенные газом и высокопарафинистые нефти получены из силурийских, нижне-, средне- и верхнедевон­ ских отложений на глубинах от 3600 до 2000 м (Харьягинское, Возейское и Усинское месторождения) средние (0,868 г/см3), недо­ насыщенные газом и получены из серпуховских доломитов с глу­ бины 1668—1693 м (Усинское месторождение), легкие (0,844 г/см3), недонасыщенные газом нефти получены из пермскокаменноугольных отложений с глубины 1545 м (Возейское месторождение) и тяжелые (0,965—0,980 г/см3) практически беспарафинистые неф­ ти — из этих же пермско-каменноугольных отложений с глубины 1400—1200 м (Усинское месторождение).

Дальнейшие перспективы выявления новых залежей нефти на структурах Колвинского мегавала связаны с разведкой силурий­ ских, нижне-, средне- и верхнедевонских, а также каменноуголь­ ных и пермских отложений на Усинском, Возейском и Харьягинском поднятиях и с поисками залежей нефти и возможно газа на

256

северных структурах мегавала — Ярейюской и- Хыльчуюской. По аналогии с Шапкина-Юрьяхинским валом на севере Колвинского мегавала можно предполагать наличие в каменноугольных и пермских отложениях не только нефтяных, но и газовых залежей. На это же указывает облегчение нефти в пермско-каменноуголь­ ных отложениях от Усинского месторождения на север к Возейскому, что, no-видимому, объясняется улучшением экранирующих свойств нижнепермских пород.

Месторождения Хорейверской впадины

Расположенная к востоку от Колвинского мегавала обширная территория Хорейверской мезозойской впадины пока изучена лишь сейсморазведкой, по данным которой в центральной части впа­ дины по нижним горизонтам осадочного чехла и фундаменту про­ слеживается древнее погребенное Большеземельское поднятие. Фундамент, представленный сильно дислоцированными метамор­ фическими сланцами верхнерифейско-кембрийского (?) возраста, вскрыт в южной части Хорейверской впадины в параметрической скв. 1 Баганская. Данные сейсморазведки указывают на очень пологое залегание отражающих горизонтов в центральной части Хорейверской впадины, где выявленные структуры характеризу­ ются расплывчатыми неправильными формами и амплитудой, не

четко выраженных высокоамплитудных структур и валов (Среднемакарихинская, Салюкинская, Усино-Кушшорская, Хоседаюская, вал Сорокина и др.).

Изучение Хорейверской впадины глубоким бурением практиче­ ски только начато: пробурено по одной параметрической сква­ жине на Баганской, Среднемакарихинской и Усино-Кушшорской площадях и в бурении находятся параметрическая Хорейверская скважина и поисковая скважина на Салюкинской структуре. Уста­ новлено выпадение из разреза средне- и нижнедевонских отложе­ ний, а также непосредственное налегание верхнедевонских (кынов- ско-саргаевских) карбонатных пород на различные горизонты мощной толщи силура. Нефтепроявления отмечены в кавернозных доломитах силура, в известняках верхнего девона и в карбонат­ ных отложениях карбона и нижней перми.

С р е д н е м а к а р и х и н 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 приурочено к одноименной валообразной анти­ клинальной складке меридионального простирания амплитудой по кровле известняков нижней перми около 400—500 м (рис. 59). Западное крыло структуры крутое (15—30°), восточное более

пологое (4—8°), с глубиной амплитуда ее несколько умень­ шается. На южной и северной периклиналях обособляются малоамплитудные Мукерская и Северо-Макарихинская ло­ кальные структуры.

В присводовой части Среднемакарихинской структуры пробурена параметрическая скв. 1 глубиной 3823 м, вскрыв­ шая разрез юрских, триасо­ вых, пермских, каменноуголь­ ных, верхнедевонских и силу­ рийских отложений, а также две поисково-структурные скважины малого диаметра, доведенные до известняков пермско-каменноугольного воз­ раста.

Кровля известняков ниж­ ней перми в своде структуры залегает на глубине 1680 м, подошва карбона — на глубине 2280 м, кровля силура — на глубине 3075 м. По силурий­ ским отложениям скв. 1 Среднемакарихинская прошла 750 м, причем в нижней части разреза под толщей ангидри­ тов мощностью более 300 м вскрыла пачку пористых и кавернозных доломитов и из­ вестняков (интервал 3590— 3800 м). В керне из различ­ ных частей силура, нижнефранского подъяруса и пер­ мо-карбона отмечена битуминозность известняков и до­ ломитов, иногда интенсивное насыщение их нефтью.

Рис. 59. Структурная карта Среднемакарихинского и Салкжинского место­ рождений нефти по кровле карбонат­ ных отложений нижней перми—кар­ бона (горизонт I).

258

При опробовании пористых силурийских доломитов из интер­ вала 3756—3823 м (открытый ствол) в скв. 1 получен приток минера­ лизованной воды дебитом 78 м3/сут, соленость 15,0° Be', плотность 1,0985 г/см3. Пластовое давление на глубине 3750 м 398,9 кгс/см2, температура 78° С, давление насыщения воды газом 105 кгс/см2.

Выше по разрезу также из силурийских доломитов (интервалы

3650—3680, 3370—3375, 3420—3410 и 3585—3591 м) получены при­ токи минерализованной воды с растворенным газом и пленками нефти. Нефть утяжеленная (0,883 г/см3), сернистая (0,55%), высо­ копористая (7,24% по Гольде). Газовый фактор 0,91 м3/м3, давле­ ние насыщения воды газом 74 кгс/см2. В растворенном газе содер­ жится аномально большое количество водорода (10,7%) и угле­ кислого газа (27,5%). В скв. 7 в интервале 3104—3183,5 м по­ лучен приток нефти.

Приток воды с пленкой высокопарафинистой нефти получен также из известняков нижнефранского подъяруса верхнего девона

(интервал 2950—3075 м).

ской структуры, верхняя часть пермско-каменноугольных извест­ няков в интервале 1683—1750 м насыщена тяжелой нефтью. При опробовании интервала 1697—1742 м, сложенного верхнекаменно­ угольными пористыми и кавернозными известняками, в скв. 251 через спущенные в качестве эксплуатационной колонны 3" насос­

содержание серы 2,35% и парафина 1,75%. Дебит нефти перели­ вом через 2" насосно-компрессорные трубы составил всего 0,130— 0,200 м3/сут, что объясняется ее высокой вязкостью. При подкачке воздуха в затрубное пространство компрессором дебит нефти уве­ личивается до 10—11 м3/сут.

в скв. 1 Среднемакарихинская. Высота залежи не меиее 60 м, од­ нако эффективная мощность проницаемых нефтенасыщенных из­ вестняков и размеры залежи остались невыясненными.

Покрышкой для пермско-каменноугольной залежи нефти явля­ ется пачка артинско-кунгурских глин мощностью около 20 м и вы­ шележащая толща частого переслаивания аргиллитов, алевроли­ тов и песчаников кунгурского и уфимского ярусов суммарной мощ­ ностью около 250 м.

Признаки нефтенасыщения доломитов и известняков силура и верхнего девона, а также залежь тяжелой нефти в пермско-камен­ ноугольных известняках на Среднемакарихинской структуре под­ тверждают возможность выявления в Хорейверской впадине про­ мышленных залежей нефти и газа.

С а л ю к и н 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 непосредственно к северо-востоку от Среднемакарихинского и приурочено к линейно вытянутой ан­ тиклинальной складке северо-восточного направления амплитудой по кровле пермско-каменноугольных известняков 500—600 м (рис. 59). Салюкинская структура имеет крутое флексурообразное северо-западное крыло и более пологое юго-восточное.

В сводовой части поисково-структурной скв. 254 в интервале 1404—1537 м вскрыты пористые и кавернозные нефтенасыщенные известняки ассельского яруса, а также верхнего и среднего кар­ бона. С глубины 1570 м подняты известняки, насыщенные минера­ лизованной водой. По данным керна, промыслово-геофизических исследований и опробования водонефтяной контакт проходит па глубине 1555 м и высота нефтяной залежи в скв. 254 составляет 150 м, из которых на долю пористых и проницаемых известняков приходится 50—60 м.

В скв. 254 при опробовании интервала 1404—1660 м (откры­ тый ствол) получен приток минерализованной (76,3 г/л) воды с небольшим количеством нефти (0,5 м3/сут). Статический уровень воды установился в 50 м от устья скважины, пластовое давление на глубине 1560 м составило 156,9 кгс/см2, температура 34° С.

После установки цементного моста (кровля 1535 м) в скв.254 был опробован открытым стволом интервал 1535—1404 м, причем получен фонтанный приток нефти. Дебит нефти при работе через 272" насосно-компрессорные трубы 20 т/сут, пластовое давление на глубине 1500 м 147,6 кгс/см2, температура 33° С, статическое давление на устье скважины 16,9 кгс/см2.

По данным анализа глубинных проб, нефть в пластовых усло­ виях имеет плотность 0,872 г/см3, вязкость 18,9 спз, газонасыщенность 10 м3/т при давлении насыщения 23 кгс/см2. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом состав­

Растворенный в нефти газ имеет следующий компонентный со­

став: метан 54%, этан 9,2%, пропан 10,5%, бутан 9,1%, пентан

3,6%, гексан + высшие 3,6%, азот 12,2%.

Залежь нефти в пермско-каменноугольных карбонатных поро­ дах массивная, подстилается подошвенной водой и перекрыта пач­ кой артинско-кунгурских и нижнеказанских глин и аргиллитов мощностью 70 м. Выше, как и на Среднемакарихинской структуре, залегает толща чередующихся аргиллитов, алевролитов и песча­ ников уфимского и казанского ярусов верхней перми.

Таким образом, в юго-восточной части Хорейверской впадины на близко расположенных Среднемакарихинской и Салюкинской структурах в пористых и кавернозных пермско-каменноугольных карбонатных отложениях выявлены две массивные залежи нефти,

260