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

на примере которых отчетливо видно влияние герметичности по­ крышки на сохранность и состав углеводородных скоплений. Благодаря тому, что мощность артинско-кунгурских глин на Салюкинской структуре составляет около 70 м (против 20 м на Среднемакарихинской площади), под ними на глубине 1404 м сохранилась залежь утяжеленной (0,884 г/см3) нефти, тогда как на Среднемакарихинской структуре на глубине 1680 м, т. е. практи­ чески на 280 м ниже, плотность нефти в залежи составляет 0,984 г/см3 и практически полностью разгазирована.

Результаты бурения первых скважин в южной части Хорейверской впадины свидетельствуют о возможностях выявления в пре­ делах впадины и на склонах погребенного Болынеземельского поднятия залежей нефти в силурийских, девонских и пермско-ка­ менноугольных отложениях. На структурах в северных участках впадины, где вероятно развиты более герметичные покрышки в пермских отложениях, возможно выявление не только нефтяных, но и газовых и газоконденсатных залежей. Важной самостоятель­ ной проблемой являются поиски в Хорейверской впадине промыш­ ленных залежей нефти в силурийских отложениях, признаки неф­ теносности которых установлены на Среднемакарихинской струк­ туре и на гряде Чернышева.

Месторождения Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба

Верхнепечорская впадина Предуральского прогиба — одна из наиболее погруженных впадин в пределах Тимано-Печорской про­ винции. Мощность осадочного чехла в присводовбй ее части до­ стигает 9—10 км. Глубоким бурением изучены главным образом пермско-каменноугольные отложения, а разрез девонских отложе­ ний вскрыт скважинами лишь вблизи западного борта впадины и на структурах западного склона Урала.

В ее пределах развита мощная гипсово-ангидритовая, а на юге и соленосная толща кунгурского яруса, представляющая собой региональную непроницаемую покрышку. На большей южной ча­ сти впадины распространена мощная терригенная толща турнейского яруса (джебольская), а мощность терригенной толщи артинского яруса резко увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях (от 50—100 до 1000—1500 м).

В Верхнепечорской впадине промышленные газовые и газокон­ денсатные залежи выявлены в нижнепермских, верхне-, средне- и нижнекаменноугольных карбонатных и терригенных отложениях на самом крупном Вуктыльском, а также на Курьинском, Рассохинском и Пачгинском месторождениях. Интенсивные газонефтепроявления из различных частей разреза отмечались так­ же при бурении и опробовании скважин на Пальюской, ВосточноПальюской, Илычской, Луньвожпальской и других площадях.

261

ского прогиба и приурочено к резко выраженной крупной антикли­ нальной складке меридионального простирания (рис. 60).

В геологическом строении Вуктыльского месторождения н при­ легающих к нему участков Верхнепечорской впадины принимают участие ордовикско-силурийские, девонские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения. Пробуренными скважинами вскрыт разрез четвертичных, триасовых и верхнепермских терригенных красноцветных и сероцветных отложений, терригенно-суль- фатных отложений кунгурского яруса мощностью от 120 м на се­ вере до 800 iM на южной периклинали структуры, пачка черных аргиллитов и мергелей верхнеартинского подъяруса, толща кар­ бонатных пород нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона, намюрского, визейского и турнейского ярусов нижнего карбона.

Вуктыльская антиклинальная структура по подошве гипсово­ ангидритовой пачки кунгурского яруса в пределах замкнутой изо­

нуты), свод узкий гребневидный, восточное крыло сравнительно пологое (20—25°), периклинали вытянутые, отклоняющиеся на вос­ ток. Гипсометрически наиболее высокой является северная часть структуры (Нижневуктыльское поднятие), где подошва ангидри­

вуктыльское локальное поднятие, погруженное относительно Нижневуктыльского на 600 м.

По данным сейсморазведки МРНП и МОВ, Вуктыльская анти­ клиналь представляет собой надвиговую структуру. Плоскость надвига намечается в присводовой части на глубине 3—3,5 км, на восточном крыле она погружается на глубину до 4,5 км. Падение плоскости восточное под утлом 55—70°. Залегание отложений перми и карбона ниже плоскости надвига горизонтальное. В рай­ оне северной периклинали структуры плоскость нарушения пере­ сечена скв. 20 на западном крыле. Амплитуда вертикального сме­ щения здесь составляет 600 м. Плоскость нарушения проходит ниже отметки газоводяного контакта.

Отмечено увеличение мощности верхнедевонских и каменно­ угольных отложений в пределах узкой зоны на западном крыле Вуктыльской структуры. Видимо, эта антиклинальная складка об­ разовалась над областью прогиба. В каменноугольное и поздне­ триасовое время произошли инверсия тектонического режима и образование Вуктыльской вилообразной складки. Бурением здесь выявлено две газоконденсатных залежи. Основная залежь приуро-

262

чена к мощной карбонатной толще пород артинского—визейского ярусов и небольшая по размерам залежь — к песчаникам бобриковского горизонта визейского яруса (рис. 60).

Карбонатные породы представлены органогенными и доломитизированными известняками, а также вторичными доломитами с прослоями глинистых известняков и мергелей. Толща газонасы­ щенных карбонатных пород мощностью около 800 м залегает над плотными глинистыми известняками и мергелями михайловского, алексинского и тульского горизонтов визейского яруса, отделяю­ щих ее от залежи бобриковского горизонта, и перекрывается 50— 100-м пачкой черных трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, служащей непроницаемой покрышкой для залежи.

Карбонатная толща артинско-визейского возраста мощностью около 800 м является единым резервуаром, состоящим из чередо­ вания пород-коллекторов различного типа (поровые или грануляр­ ные пористостью более 6%, низкопористые или трещинно-кавер­ нозные пористостью менее 6% и смешанные или пористо-трещин- но-кавернозные пористостью более 6%), с более плотными разностями известняков. Распределение коллекторов порового и смешанного типа в разрезе крайне неравномерно.

Верхняя часть карбонатной толщи, отвечающая артинскому, сакмарскому и ассельскому ярусам, представлена в основном уп­ лотненными разностями известняков с подчиненными прослоями невыдержанных по площади и разрезу высокопористых грануляр­ ных коллекторов. В отложениях верхнего карбона и особенно мос­ ковского яруса, а также в башкирском, намюрском ярусах и верхней части визейского яруса доля поровых и смешанных кол­ лекторов значительно возрастает, и участки разреза с преимуще­ ственным развитием таких коллекторов четко выделяются по керну, а также по данным промыслово-геофизических исследова­ ний скважин и хорошо коррелируются по площади.

Средняя мощность высокопористых коллекторов (поровых и смешанных пористостью более 6%) составляет в ассельском ярусе 7 м и низкопористых 11 м, в верхнем карбоне и московском ярусе они соответственно равны 50 и 46 м, в башкирском и намюрском

263

ных коллекторов верхнего карбона и московского яруса состав­ ляет 12,4—12,6%, а пермских, башкирских, намюрских и визейских отложений 10—11 %.

Поинтервальным опробованием участков разреза с различной промыслово-геофизической характеристикой доказана промыш­ ленная газоносность всех типов коллекторов в различных частях разреза, причем дебиты газа в зависимости от типа и эффектив­ ной мощности коллектора в опробованном интервале меняются от нескольких тысяч до 2—3 млн. м3/сут. Весьма эффективной яв­ ляется солянокислотная обработка опробываемых интервалов, увеличивающая дебит газа в 4—-7 раз.

Прослои и пачки коллекторов различного типа благодаря си­ стеме трещин соединены в единый резервуар массивно-пластового типа и представляют собой единую гидродинамическую систему, на что указывает закономерное изменение пластового давления в различных частях и на разных глубинах пермско-каменноуголь­ ной газоконденсатной залежи.

Газоводяной контакт не является строго горизонтальным, по­ скольку притоки газа получены с отметок минус 3307—3388 м, что объясняется, по-видимому, различной пористостью и проницаемо­ стью пород-коллекторов в зоне газоводяного контакта в различ­ ных участках залежи. По данным опробования и промысловой геофизики, газоводяной контакт (на южной периклинали струк­ туры, где имеется нефтяная оторочка) условно проведен по от­ метке минус 3316 м, выше которой не получено притоков воды. С учетом наиболее высокой отметки залегания газоносных карбо­

В основании пермско-каменноугольной газоконденсатной за­ лежи установлены спорадические нефтяные скопления. Самое зна­ чительное из них приурочено к южной периклинали Вуктыльской структуры, наиболее удаленной от гидравлического замка анти­ клинальной ловушки, определяющего емкость последней и распо­ ложенного на северной периклинали. Высота нефтяной оторочки на юге структуры в районе скв. 26 и 49 достигает 60 м, а водо­ нефтяной контакт, по данным опробования и промысловой геофи­ зики, проходит на отметке минус 3376 м. Небольшие нефтяные скопления установлены также в центральной части Вуктыльской структуры в районе скв. 31 и на северной периклинали в районе скв. 20 и 36.

Вместе с нефтяной оторочкой южной периклинали общая вы­ сота пермско-каменноугольной залежи составляет 1500 м, вслед­ ствие чего в сводовой части Вуктыльской структуры наблюдаются аномально высокие пластовые давления, достигающие 342 кгс/см2 на глубине 2200 м, что в 1,5 раза превышает нормальное гидроста­ тическое давление. Пластовое давление, приведенное к отметке минус 3000 м, составляет 368,3 кгс/см2.

266

При таком аномально высоком пластовом давлении в верхней части газоконденсатной залежи сохранность последней могла обеспечить только очень прочная и высокогерметичная покрышка, роль которой выполняют пластичные гипсово-ангидритовые породы кунгурского яруса.

По данным лабораторного исследования отсепарированного газа, газа выделившегося из сырого конденсата при его стабили­ зации, остаточного газа и стабильного конденсата, пластовая га­ зоконденсатная смесь (пластовый газ) характеризуется следую­ щим составом: метан 74,6%, этан 8,9%, пропан 3,8%, бутан 1,8%, пентан и высшие 6,5%, азот 4,4%. Плотность газа по воздуху 0,933 г/см3, молекулярный вес 27,0, содержание стабильного кон­ денсата 352,7 г/м3. Конденсат представляет собой легкую прозрач­ ную углеводородную жидкость желтоватого цвета с плотностью 745 г/см3, молекулярным весом 115—134, с высоким содержанием легких фракций (до 300° С выкипает 86,5—91,0%) при небольшом количестве тяжелых углеводородов (выше 350° С остается 5—6%), содержание парафина по Гольде 0,5—1,2%, омол силикагелевых

0,5%, серы 0,02—0,09%.

Давление начала конденсации близко к пластовому давлению и составляет 339 кгс/см2, а давление максимальной конденсации сырого конденсата 138 кгс/см2 при колебаниях по разным пробам от 116 до 161 кгс/см2.

Нефть из нефтяной оторочки в подошве пермско-каменноуголь­ ной газоконденсатной залежи легкая (0,826—0,841 г/см3), молеку­ лярным весом 204, высокопарафинистая (4—8,1% по Гольде), с содержанием смол силикагелевых 1,8—3,6%, серы 0,15—0,22%, фракций, выкипающих до 300° С 48—57%.

Нефть, полученная в скв. 20 из подвзбросовой части запад­ ного крыла структуры, на 100 м ниже основной газоконденсатной залежи, существенно отличается по своим свойствам и является более тяжелой (0,883 г/ом3), молекулярный вес 245, содержание парафина 1,5%, серы 0,45% и асфальтенов 3,1 %.

Подстилающие газоконденсатную залежь пластовые воды представляют собой высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией 212—256 r/л. Напоры вод составляют 3200—3250 м под плоскостью газоводяного контакта, дебиты воды, полученные при опробовании скважин, колеблются в зависимости от типа коллектора, эффективной мощности и де­ прессии на опробуемый пласт от 0,44 до 228 м3/сут. Вода полу­

267

зом получены с отметок минус 3307—3335 м в скв. 19, 3320—-3361 м

в скв. 7, 3341—3350 м в скв. 13.

Пермско-каменноугольная газоконденсатная залежь Вуктыльского месторождения в основном разведана. Первый промышлен­ ный приток газа и конденсата на месторождении был получен в октябре 1964 г. из кровли нижнепермских известняков в скв. 2, причем дебит газа составил всего 35 тыс. м3/сут. В 1966 г. по ре­ зультатам опробования первых трех скважин было сделано заклю­ чение о крупных размерах Вуктыльского месторождения, а уже в марте 1967 г. началось строительство магистрального газопро­ вода Вуктыл—Ухта—Торжок. В марте 1968 г. по результатам предварительной разведки геологические запасы газа Вуктыль­ ского месторождения были утверждены ГКЗ по сумме категорий Ci + C2 в количестве 500 млрд. м3. В 1969 г. была начата опытно­ промышленная эксплуатация Вуктыльского месторождения. К маю

1000 т конденсата, что свидетельствует об исключительно высо­ ких коллекторских свойствах пористых и трещинно-кавернозных доломитов и известняков нижнепермско-каменноугольного воз­ раста.

Вприсводовой части Вуктыльской структуры под толщей глин

имергелей михайловского, алексинского, тульского и верхней ча­

образуют две пачки, разделенные прослоями аргиллитов. Эффек­ тивная мощность песчаников верхней пачки, при опробовании ко­ торых на абсолютной отметке минус 3078 м (подошва песчаников) получен приток газа и конденсата, составляет 8,8 м. Из нижней пачки песчаников суммарной мощностью около 15 м получен при­ ток минерализованной воды при опробовании интервала с отмет­ ками минус 3170—3206 м, что практически на 146 м выше отметки газоводяного контакта (минус 3316 м) газоконденсатной залежи в пермско-каменноугольных отложениях.

По данным исследования проб, отобранных на устье скважины, после отделения конденсата газ из залежи бобриковского гори­ зонта характеризуется следующим компонентным составом: ме­

Газоконденсатная залежь в песчаниках бобриковского гори­ зонта относится к типу пластовых сводовых, газоводяной контакт непосредственно в песчаниках не вскрыт и условно может быть проведен между отметкой подошвы газоносных песчаников верх­ ней пачки (минус 3078 м) и отметкой кровли обводненных песча­

268

200 м.

Компонентный состав газа и отметки газоводяных контактов свидетельствуют о несомненной гидродинамической изолированно­ сти залежей в бобриковском горизонте в карбонатных породах пермо-карбона. Покрышкой для залежи газа в песчаниках бобри­ ковского горизонта служат глины и мергели тульского, алексинского и михайловского горизонтов.

Гипсометрическое положение газоводяного контакта в песчани­ ках бобриковского горизонта более высокое, чем в залежи в перм­ ско-каменноугольных карбонатных отложениях. Это исключает возможность формирования последней за счет вертикальной ми­ грации углеводородов из глубоких горизонтов карбона и девона через песчаники бобриковского горизонта, так как при этом дол­ жно было бы наблюдаться иное соотношение газоводяных контак­ тов. Поэтому наиболее вероятно формирование газоконденсатной залежи в пермско-каменноугольных отложениях Вуктыльского ме­ сторождения в основном за счет латеральной миграции углеводо­ родов под региональной непроницаемой гипсово-ангидритовой по­ крышкой кунгурского яруса, обеспечивающей хорошую сохран­ ность газообразных углеводородов, генерировавшихся в толще черных битуминозных аргиллитов и мергелей верхнеартинского подъяруса. Мощность артинских аргиллитов, мергелей и глини­

вается в восточном направлении до 1000 м и более на восточном борту Верхнепечорской впадины и в зоне передовых складок Урала.

Верхнеартинские отложения битуминозны в пределах всей Верхнепечорской впадины, где они перекрыты гипсово-ангидрито­ вой и соленосной толщей кунгурского яруса. Практически во всех скважинах, вскрывших верхнеартинские отложения под ангидри­ тами кунгура, наблюдались газопроявления различной интенсив­ ности даже при неблагоприятном структурном положении сква­ жин (Рощаельская, Илычская, Луньвожпальская, Северо-Курьин- ская и др.).

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов Вуктыльского месторождения связаны с доразведкой уже выяв­ ленных газоконденсатных залежей в пермских и каменноугольных отложениях и с поисками новых самостоятельных залежей в отло­ жениях верхнего и среднего девона.

К у р ь и н с к о е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и е

269

собой узкую, линейно вытянутую антиклинальную складку с кру­ тым, осложненным взбросом западным крылом и более пологим восточным. Северная периклиналь структуры очень вытянутая и пологая (от 4(У до 3°), южная — более короткая и крутая (3°). По подошве ангидритов кунгурского яруса протяженность струк­ туры в пределах замкнутой изогипсы минус 900 м амплитуда со­ ставляет 400—500 м. Сводовая часть структуры по изогипсе минус 700 м имеет размеры 10,5X1,5 км. Скв. 10 на западном крыле дважды пересекла кровлю нижнеартинских известняков соответ­ ственно на глубинах 1585 и 2197 м. Здесь установлен взброс амп­ литудой в 600 м.

Пробуренными на Курьинском месторождении скважинами вскрыт разрез четвертичных, верхнепермских, нижнепермских и каменноугольных отложений общей мощностью порядка 3000 м.

Верхнепермские отложения в составе татарского, казанского и уфимского ярусов имеют мощность от 300 м в своде структуры до 750 м на ее крыльях и представлены чередованием коричнева­ то-бурых глин, аргиллитов и песчаников. В основании толщи за­ легает 100-м пачка темно-серых мергелей Соликамского горизонта.

Отложения кунгурского яруса представлены в верхней части соленосной толщей, мощностью от нескольких метров в своде Курьинской структуры до 450 м на ее крыльях, а в нижней ча­ сти — чередованием пластов и прослоев ангидритов, аргиллитов, алевролитов и полимиктовых известковистых песчаников. В осно­ вании толщи повсеместно развит четко выделяющийся в разрезе пласт ангидритов мощностью 20—30 м. Отдельные линзовидные пласты и прослои песчаников в нижней части кунгурского яруса (иреньский горизонт) газонасыщенные.

Под нижней ангидритовой пачкой кунгурского яруса залегает газонасыщенная толща пород верхнеартинского подъяруса, пред­ ставленная частым чередованием прослоев темно-серых и черных аргиллитов с полимиктовыми преимущественно тонкозернистыми серыми песчаниками и алевролитами общей мощностью от 620 до

271

780 м. В нижней половине верхнеартинской толщи преобладают аргиллиты и реже алевролиты, а верхняя часть более песчанистая. Вся толща в значительной степени известковистая, цемент в песча­ никах глинисто-карбонатный, причем карбонаты составляют около 20—25% от веса породы. В верхней половине верхнеартинской толщи в керне на долю песчаников приходится примерно 46,5%, алевролитов 28,1% и аргиллитов 25,4%- Песчаники, алевролиты и аргиллиты в основном плотные, средняя межзерновая пористость всех литологических разностей пород по 418 определениям 8,4% и средняя проницаемость 0,223 мД. Из общего количества исследо­

в среднем по верхнеартинской залежи, по промысловым данным, составляет 2,7 мД, т. е. значительно выше проницаемости пор (0,223 мД). Исходя из приведенной характеристики емкости пор и трещин в породах верхнеартинского возраста и их фильтрацион­ ной способности, все коллекторы в этой толще, несомненно, отно­ сятся к трещинно-поровому типу.

Под терригенными отложениями верхнеартинского подъяруса залегает пачка темно-серых в различной степени глинистых и перекристаллизованных органогенных известняков нижнеартинского возраста мощностью от 60 до 130 м и толща местами выщелочен­ ных трещиноватых и кавернозных доломитов и доломитизированных известняков сакмарского и ассельского ярусов общей мощно­

стью 260 м.

Отложения верхнего, среднего и нижнего отделов карбона суммарной мощностью около 700 м вскрыты скв. 7 и 8 на восточ­ ном крыле и южной периклинали структуры и представлены в ос­ новном чередованием известняков и доломитов, трещиноватых и кавернозных, иногда окремненных, с прослоями глинистых извест­ няков и аргиллитов.

На Курьинском месторождении выявлены две залежи газа, из которых основная по запасам приурочена к терригенным отложе­

толщи получены в восьми скважинах, расположенных в присводовой части Курьинской структуры. На периклиналях и крыльях структуры при опробовании скважин либо получены очень слабые притоки газа (до 2 тыс. м3/сут в скв. 5, 8, 14), либо вообще не по­ лучено притоков (скв. 6, 7, 11, 52, 53). По-видимому, это объяс­ няется большей трещиноватостью пород в присводовой части и вдоль западного крыла структуры вблизи тектонического наруше­ ния, зафиксированного скв. 10, так как наиболее высокопродук­

272