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

тивные скважины расположены в непосредственной близости от нарушения, а существенного изменения в литологии верхнеартинских отложений по площади не наблюдается. Повышенная трещи­ новатость пород способствует движению газа из низкопористых и слабопроницаемых газонасыщенных песчаников, алевролитов и аргиллитов к забоям скважин. Дебиты газа колеблются от 3 до 37 тыс. м3/сут при значительных (до ПО кгс/см2) депрессиях на пласт, что свидетельствует о низких фильтрационных свойствах газонасыщенных пород, и только в скв. 2, расположенной у текто­ нического нарушения, дебит газа составил ПО тыс. м3/сут при де­ прессии на пласт в 35 кгс/см2.

Залежь массивная, тектонически экранированная с порово-тре- щинным типом коллектора. Покрышкой для нее служит пласт

.ангидритов в подошве кунгурского яруса мощностью 20—30 м. Газоводяной контакт опробованием не установлен, поскольку не­ посредственно из верхнеартинской толщи притоков воды не полу­ чено. По-видимому, это объясняется тем, что породы ве*рхнеартинской толщи практически непроницаемы для воды, и газоводяной контакт имеется лишь в зонах повышенной трещиноватости, гид­ равлически связанных с нижележащими водоносными известня­ ками нижнеартинско-каменноугольного возраста. По замерам пластовых давлений на разных глубинах в газовой залежи и в об­ водненных известняках нижней перми (скв. 4 и 5), вероятное поло­ жение газоводяного контакта определено расчетным путем на отметке минус 1100 м. Высота газовой залежи при этом составляет около 450 м.

Пластовое давление в своде структуры в скв. 2 на глубине 845 м (отметка минус 660 м) составляет 133 кгс/см2, а среднее пластовое давление, приведенное к плоскости с абсолютной отметкой минус 960 м, составляет 137 кгс/см2. Пластовая температура на отметке минус 960 м 24,8° С.

Геологические запасы газа в залежи верхнеартинского подъяруса оцениваются в объеме около 18—20 млрд. м3.

Скв. 592 и 1 выявлена небольшая залежь газа в песчаниках II пачки иреньского горизонта. Покрышкой для залежи служит пласт ангидритов мощностью 5—10 м, эффективную мощность по дан­

опробовании интервала 863—850 м свободный дебит газа составил 70 тыс. м3/сут. Пластовое давление на глубине 790 м всего 65,3 кгс/см2, т. е. значительно ниже гидростатического, что свиде­ тельствует об изолированности этой залежи от верхнеартинской, в которой пластовое давление значительно выше гидростатического.

Залежь газа в кунгурских отложениях небольшая, литологиче­ ски ограниченная. В результате отбора газа в течение трех лет из скв. 592 давление упало на 7 кгс/см2, и по падению давления за­ пасы газа в залежи оценены в 100 млн. м3.

По данным газового каротажа отмечено повышение газонасыщенности бурового раствора в ряде скважин при проходке песча­ ников I, II и III пачек иреньского горизонта, что свидетельствует о вероятном присутствии в кунгурских отложениях нескольких не­ больших литологически ограниченных газовых залежей, изолиро­ ванных друг от друга или имеющих затрудненную связь.

Притоки воды на Курьинском месторождении получены только при опробовании нижнеартинско-каменноугольной карбонатной толщи, залегающей на глубинах 1500—2500 м, в пяти скважинах из восьми, причем дебиты воды достигают 150 м3/сут при неболь­ шом понижении уровня, что свидетельствует о высоких коллектор­ ских свойствах известняков. Воды являются высокоминерализован­ ными расколами с содержанием солей до 246 г/л (8500 мг-экв/л) и относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, нат­ риевой подгруппе. В воде присутствует сероводород.

Обводненность всего массива карбонатных пород, по-видимому, объясняется тем, что перекрывающая их толща верхнеартинских отложений не может служить покрышкой для газа и непроницаема только для воды, а мощность верхнеартинской толщи больше ам­ плитуды структуры по замкнутому контуру и больше высоты газо­ вой залежи.

Р а с с о х и н е к о е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и е

Рассохинская структура расположена непосредственно к северозападу от Курьинской и имеет с последней весьма сходное геоло­ гическое строение. Складка имеет меридиональное простирание, амплитуда 400 м. Свод ее по подошве ангидритов кунгура погру­ жен на 280 м относительно свода Курьинской антиклинали, при­ чем в отличие от последней более крутым крылом является восточ­ ное и более пологим западное. Вдоль восточного крыла возможно проходит флексуро-разрыв.

С глубиной Рассохинская структура значительно выполаживается и в пределах замкнутой изогипсы минус 2900 м (отражающие

носной толщи кунгурского яруса сокращена, а на крыльях резко возрастает. Нижняя часть кунгурского яруса представлена терри- генно-ангидритовой толщей с 20—30-м пластом ангидрита в осно­ вании. В верхнеартинской толще значительно увеличивается роль аргиллитов, а плотные песчаники сохраняются лишь в верхней ее части.

274

Пробуренными скважинами вскрыт разрез пермских, верхне- и среднекаменноугольных отложений и лишь в скв. 56 вскрыты отло­ жения нижнего карбона и девона до верхней части живетского яруса включительно.

В сводной скв. 57 кровля известняков нижней перми залегает на отметке минус 1426 м. Верхние 200 м известняков представлены плотными разностями, а ниже в отложениях верхнего карбона и московского яруса выделяются пачки проницаемых пористых и ка­ вернозных известняков и доломитов значительной мощности, в ко­ торых в сводовой части структуры и на восточном крыле выявлены две газоконденсатных залежи.

В скв. 56 в нижней части московского (2338—2409 м) и в осно­ вании визейского ярусов (2628—2678 м) преобладают глины, мер­ гели и алевролиты, а в интервале 2832—2445 м вскрыта толща преимущественно терригенных отложений турнейского яруса (глины, аргиллиты, алевролиты). Еще ниже залегает сравнительно маломощная пачка фаменско-верхнефранских отложений (3445— 3525 м), представленных доманиковой фацией, под которыми вскрыты глины, аргиллиты и плотные алевролиты нижнефранского подъяруса (3525—3611 м) и верхней части живетского яруса (3611—3637 м). При опробовании поддоманиковых отложений с помощью испытателя пластов притока не было получено, но по­ скольку скважиной вскрыта только самая кровля отложений жи­ ветского яруса, вопрос об их газонефтеносности остается откры­ тым.

Газоконденсатная залежь на Рассохинской структуре выявлена также в верхнеартинских отложениях под ангидритовой толщей кунгура. Основная газоконденсатная залежь приурочена к пори­ стым и высокопроницаемым известнякам нижней перми, верхнего и среднего карбона в сводовой части Рассохинской структуры. Эффективная газонасыщенная мощность, по данным промысловой геофизики, составляет в скв. 57 31,4 м. Залежь сводовая, массив­ ная, плоскость газоводяного контакта проходит на отметке минус 1760 м, выше которой в скв. 57 получен фонтан газа и конденсата

минус 1718—1723 м получен приток газа с небольшим количест­ вом минерализованной воды (подошва проницаемых известняков опробованного интервала имеет отметку минус 1759 м). Высота газоконденсатной залежи около 150 м, пластовое давление, рассчи­

следующий состав: метан 80,4%, этан 6,2%, пропан 2,0%. бутан 0,8%, пентан 0,3%, гексан и высшие 0,1%, азот 9,8%, углекислый газ 0,4%. Молекулярный вес газа 19,3, плотность по воздуху 0,671, содержание сероводорода 0,3%. Покрышкой для залежи служат

плотные глинистые известняки нижнеартинско-сакмарского воз­ раста и в основном нижняя часть верхнеартинской преимущест­ венно аргиллитовой толщи, которая в отличие от Курьинского ме­ сторождения приобретает здесь большую глинистость и становится более герметичной.

Подстилающие газоконденсатную залежь подошвенные воды

вязкость 0,90 сСт. Минерализация воды достигает 227,8 г/л, тип вод хлоркальциевый.

На восточном крыле Рассохинской структуры скв. 59 в извест­ няках пермо-карбона выявлена небольшая литологически ограни­ ченная (возможно тектонически экранированная) газоконденсатная залежь, приуроченная к 5-му проницаемому пласту, залегающему на глубине 2054—2059 м, что почти на 100 м ниже газоводя­ ного контакта присводовой залежи. Это обстоятельство, а также различие в составе газа (в газе из скв. 59 отсутствует сероводород) свидетельствуют об отсутствии связи между залежью в присводо­ вой части и залежью восточного крыла. О весьма незначительных непромышленных размерах залежи восточного крыла свидетельст­ вует резкое падение пластового давления в процессе исследования скважины и отбора всго 150 тыс. м3 газа (буферное давление упало со 155 до 75 кгс/см2 и после длительного стояния на статическом накоплении восстанавливалось только до 84 кгс/см2) .

В присводовой части Рассохинской структуры и вдоль ее кру­ того восточного крыла установлена газоконденсатная залежь в кровле верхнеартинской терригенной толщи непосредственно под

181,1 кгс/см2, температура 25,8° С, содержание стабильного конден­ сата в газе 45—65 см3/м3, плотность конденсата 0,703 г/см3, моле­ кулярный вес 91,6. Притоки газа и газопроявления из верхнеартинских отложений при бурении отмечены в скв. 58, 59 и 61, расположенных вдоль крутого восточного крыла, возможно ослож­ ненного тектоническим нарушением. Газонасыщенность верхнеартинских отложений следует в первую очередь связывать

с трещиноватостью пород, поскольку из этих же участков разреза

вскважинах, находящихся на северной периклинали и относительно пологом западном крыле структуры, притоков газа не получено. Не получено из верхнеартинских отложений и притоков воды, все опробованные объекты либо дали притоки газа, либо оказались сухими.

П а ч г 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

Пачгинская структура расположена на широте Рассохинской к востоку от последней и приурочена к более восточной тектониче­

276

ской зоне, объединяющей с севера на юг Луньвожпальскую, Пачгинскую и Патраковскую антиклинальные складки. Структура имеет меридиональное простирание, сравнительно небольшую присводовую часть. По подошве кунгурских отложений амплитуда Пачгинской структуры составляет около 200 м, а в результате рез­ кого увеличения мощности нижнепермских отложений в восточном направлении амплитуда структуры в более глубоких горизонтах карбона и девона существенно уменьшается, и она выражена только в виде террасы. Мощность кунгурских отложений в сводо­ вой части структуры составляет 530 м и увеличивается на крыльях до 630 м и более. В отличие от Курьинского и Рассохинского месторождений мощность верхнеартинской терригенной толщи на Пачгинской структуре значительно увеличена и достигает в скв. 22 818 м и в более восточной скв. 21 984 м.

Подошва ангидритов кунгурского яруса в сводовой скв. 22 за­ легает на глубине 1395 м, а кровля нижнеартинских известняков вскрыта на глубине 2213 м.

Вскв. 21 при опробовании испытателем пластов в процессе бу­ рения интервала 1866—1948 м (верхнеартинская толща) получен приток газа дебитом около 150 тыс. м3/сут. При опробовании этого же интервала через эксплуатационную колонну получен лишь сла­ бый приток газа дебитом 1—1,5 тыс. м3/сут, несмотря на обработку перфорированного интервала соляной кислотой.

Вскв. 22, казавшейся по подошве ангидритов кунгура на 253 м выше скв. 21, из верхнеартинских отложений при опробовании ин­ тервала 1398—1450 м после солянокислотной обработки получен фонтан газа дебитом 100 тыс. м3/сут через штуцер диаметром 8 мм при давлении на буфере 90 кгс/см2. Пластовое давление на глубине

0,62, содержание метана 90,9%, азота 0,67%. Размеры газовой за­ лежи в верхнеартинских отложениях, ее высота и положение газо­ водяного контакта остаются невыясненными. Притоков воды из верхнеартинской толщи не получено.

Таким образом в пределах Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба наблюдается следующая картина распреде­ ления залежей нефти, газа и газоконденсата по разрезу и глуби­ нам.

На глубине 3500 м в подвзбросовой части западного крыла Вуктыльской структуры в скв. 20 почти на 100 м ниже газоводяного контакта нижнепермско-среднекаменноугольной газоконденсатной залежи получен приток утяжеленной нефти (0,88 г/см3). К северу от Вуктыльского месторождения в Андроновской Параметрической скважине с глубины 3500 м из кровли нижнепермских известняков при опробовании испытателем пластов получен слабый приток тя­ желой окисленной нефти.

На Вуктыльском месторождении в основании нижнепермскосреднекаменноугольной газоконденсатной залежи на отметках ми­

277

нус 3376—3316 м встречены скопления легкой (0,826—0,841 г/см3) нефти, а выше на отметках минус 3316 — 1876 м — крупная газо­ конденсатная залежь с аномально высоким содержанием конден­ сата (352,7 г/м3). На этом же месторождении выявлена газокон­ денсатная залежь в песчаниках бобриковского горизонта (подошва ее находится на отметке минус 3078 м).

На юге Верхнепечорской впадины на отметках минус 1850— 611 м встречены залежи газа с различным содержанием конден­ сата в пермско-каменноугольных известняках (Рассохинское место­ рождение), в терригенной толще верхнеартинского подъяруса (Рассохинское, Пачгинское и Курьинское месторождения) и в тер- ригенно-ангидритовой толще кунгурского яруса (Курьинское ме­ сторождение) .

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов газа и нефти в Верхнепечорской впадине связаны с разведкой девон­ ских отложений на уже выявленных месторождениях, с поисками новых месторождений на структурах внутренней зоны впадины и западного склона Урала и с поисками структурных и литологически экранированных залежей в девонских и нижнекаменноугольных отложениях на западном борту впадины.

М е с т о р о ж д е н и е Б о л ь ш е с ы н и н с к о й в п а д и н ы П р е д у р а л ь с к о г о п р о г и б а

В пределах Большесынинской впадины выявлена лишь одна за­ лежь нефти в нижнепермских известняках на Южно-Сынинском локальном структурном осложнении Нитчемыо-Сынннской струк­ турной террасы. Южно-Сынинская структура представляет собой небольшую брахиантиклиналь с амплитудой около 100—150 м. Кровля нижнеартинских известняков вскрыта в параметрической скв. 1 на глубине 3472 м и до глубины 3608,6 м скважиной прой­ ден разрез артинского, сакмарского и ассельского ярусов, представ­ ленный переслаиванием органогенно-обломочных и массивных плотных и трещиноватых известняков. В интервале 3472—3475 м пористые (8—10%) и трещиноватые известняки пропитаны тяже­ лой нефтью.

При опробовании интервала 3472—3608 м (открытый ствол) получен приток тяжелой нефти, дебит которой после двухкратной солянокислотной обработки составил около 25 м3/сут при непрерыв­ ной подкачке компрессором воздуха в затрубное пространство. Нефть имеет плотность 0,924 г/см3, вязкость при 50° С 62,8 сСт, со­ держание серы 0,37%, парафина 0,85%, смол силикагелевых 7,07%, асфальтенов 8,^%, газобензиновых фракций 4,61 %, керосино-газой- левых 26,72%, масел (остаток свыше 350° С) 53%. Проба нефти, отобранная с глубины 3450 м при забойном давлении 114 кгс/см2 и температуре 76,7° С, почти не содержала растворенного газа, со­ держание азота и тяжелых гомологов метана высокое. Характер работы скважины при опробовании свидетельствует о приурочен­

278

ности залежи нефти к карбонатным трещинным коллекторам. Раз­ меры и промышленная ценность выявленной залежи нефти оста­ лись неизученными.

ОБЛАСТИ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

По состоянию на 1/1 1973 г. в Тимано-Печорской провинции из­ вестно 42 месторождения нефти и газа, в том числе 17 нефтяных, 10 газовых, 10 газонефтяных, четыре газоконденсатных и одно неф­ тяное с газоконденсатной залежью. Пять из них относятся к кате­ гории крупных.

К о б л а с т я м п р е и м у щ е с т в е н н о г о н е ф т е н а к о п л е - ння относятся южная часть Ижма-Печорской впадины (рис. 62) и Колвинского мегавала и предположительно Хорейверская впадина.

В Ижма-Печорской платформенной впадине выявлено 11 место­ рождений нефти, которые могут быть разделены на следующие три группы:

1)месторождения, тяготеющие к западной зоне регионального выклинивания среднедевонских терригенных отложений (ЛыжскоДжьерская зона нефтенакопления);

2)месторождения зоны перехода платформы в Верхнепечор­ скую впадину Предуральского прогиба (Мичаю-Пашнинская зона нефтегазонакопления);

3)месторождения, приуроченные к литологически невыдержан­ ным линзовидным песчаникам верхней перми.

Лыжско-Джьерская зона нефтенакопления (месторождения За-

падно-Тэбукское, Джьерское, Лузское, Кыкаиольское) протягива­ ется в субмеридиональном направлении через центральную часть Ижма-Печорской впадины узкой полосой шириной 10—20 км. В указанной зоне нефтеносны два комплекса. Нижний объединяет терригенные отложения поддоманиковой толщи девона. Образова­ ние залежей в этой толще обусловлено региональным выклинива­ нием среднедевонских отложений в западном направлении и контролируется главным образом структурными ловушками суб­ широтной ориентировки амплитудой 50—150 м и в меньшей сте­ пени литологическими ловушками, хотя последние, вероятно, также имеют значительное распространение, особенно в отложе­ ниях нижнефранского подъяруса. Залежи пластового типа (сводо­ вые стратиграфические) и массивные, реже литологически огра­ ниченные со всех сторон.

Верхний комплекс представлен верхнедевонскими карбонатными отложениями, в том числе рифогенного типа. Залежи нефти в фаменских отложениях являются пластовыми сводовыми и связаны с высокопористыми прослоями доломитизированных известняков, разделенных глинистыми известняками. Залежи нефти в верхнефранских отложениях связаны с рифами. Зона распространения рифогенных тел протягивается узкой (шириной 5—10 км) полосой через центральную часть Ижма-Печорской впадины вблизи зоны

27Э

выклинивания среднего девона. В рифогенных известняках верхнефранского возраста установлена массивная залежь (высотой 80 м) на Западно-Тэбукской площади.

Можно ожидать, что в указанной и ей подобной зонах рифообразования возможно открытие других залежей нефти, приурочен' ных как к самим рифам, так и к облекающим или осложняющим их структурам, не выраженным или слабовыраженным в верхних и нижних горизонтах осадочной толщи. Полоса развития рифов, может быть намечена как самостоятельная Тэбук-Джьерская зона нефтенакопления.

Мичаю-Пашнинская зона нефтенакопления (месторождения Мичаюское, Пашнинское Северо- и Восточно-Савиноборское, Исаковское) приурочена к линейно вытянутой одноименной системе антиклинальных поднятий, протяженностью более 100 км, шириной 15—20 км. Здесь нефтеносен широкий комплекс терригенно-карбо- натных отложений от среднего девона до нижней перми включи' тельно. Нефтегазонакопление контролируется структурными ло­ вушками-субмеридиональной ориентировки амплитудой 150—300 м. Одна из этих структур Исаковская осложнена интрузией диабазов,, внедрившейся по разлому в верхнефранские отложения и, воз­ можно, рифом; другие, за счет резкого изменения мощностей-верх- него девона, имеют выраженное смещение сводов по среднедевон­ ским отложениям относительно пермских горизонтов (Мичаюская и Северо-Савиноборская структуры). Промышленная нефтенос­ ность установлена в живетских и пашийских отложениях, газонос­ ность— только в III пласте эйфельского яруса Пашнинской струк­ туры; выявлены залежи нефти в фаменских, нижнекаменноуголь­ ных и нижнепермских карбонатных отложениях. Залежи сводовые, структурно-литологические, экранированные.

Как самостоятельную зону нефтенакопления можно выделить территорию широкого распространения промышленной нефтенос­ ности в верхнепермских отложениях на юге Ижма-Печорской впа­ дины. Изучена эта зона слабо, границы ее не имеют четких очер­ таний. Основным продуктивным горизонтом является терригенная пачка в основании казанского яруса. Залежи литологические (лин­ зовидные, рукавообразные), систематической связи с вышевыделенными зонами не обнаруживают. Выявленные месторождения (Лемьюское, Вельюское, Исаковское) по запасам невелики, нефть сравнительно невысокого качества.

В северных районах провинции крупная зона нефтенакопления связана с Колвинским мегавалом протяженностью более 300 км, включающим 10 локальных структур, из которых на трех уже из­ вестны месторождения нефти: Харьягинское и крупнейшие многопластовые Усинское и Возейское.

Локальные структуры Колвинского мегавала имеют большей частью крупные размеры, большие амплитуды и весьма сложное геологическое строение. Установлено наличие тектонических нару­ шений, несогласий структурных планов. В пределах зоны нефте­

281

носны отложения перми, карбона и девона. Залежи пластовые сво­ довые, стратиграфически экранированные, массивные. В отложе­ ниях карбона и перми в северной части мегавала вполне вероятно наличие не только нефтяных, но и газовых залежей. Отличитель­ ной особенностью областей преимущественного нефтенакопления является значительная недонасыщенность нефтей растворенным га­ зом. Так, в подавляющем большинстве залежей нефти месторож­ дений Ижма-Печорской впадины (исключая Джьерское) давление насыщения нефти газом на 70—120кгс/см2 меньше пластового дав­ ления. Аналогичное явление наблюдается и на Усинском месторож­ дении, где давление насыщения нефти газом в поддоманиковых отложениях девона составляет всего 84 кгс/см2 при пластовом давлении 388 кгс/см2.

Некоторые черты сходства геологического строения Ижма-Пе­ чорской и Хорейской впадин позволяют предполагать наличие в пределах последней также залежей преимущественно нефтяного или нефтегазового типа. Первые залежи тяжелой нефти, сходной с усинской, выявлены в карбонатных отложениях каменноуголь­

Кожвинский мегавал с его северо-восточным крылом, а также приосевая и внутренняя зоны Предуральского прогиба с передовыми складками Урала.

К настоящему времени в пределах Печоро-Кожвинского мега­ вала установлено 6 месторождений. Нефтегазоносность широко распространена по разрезу, однако залежи преимущественно мелкие. Кроме газовых и газоконденсатных встречены также неф­ тяные залежи, в том числе залежь тяжелой нефти в отложениях визейского яруса на Югндской структуре. Основным промышленно газоносным комплексом является поддоманиковая терригенная толща среднего девона и нижнефранского подъяруса, достигающая здесь максимальных мощностей, однако весьма непостоянная по ли­ тологическому составу.

Системой тектонических нарушений центральная часть мегавала разделяется на Шапкинско-Лебединский, Даньельско-Тереховей- ский, Лыжско-Кыртаиольский и Войско-Сопляиский валы.

Для указанных валов характерны крупные (10X40 км) высо­ коамплитудные (до 600 м") структуры, зачастую с резко несоглас­ ным структурным планом по низам осадочной толщи. В отложе­ ниях среднего девона своды таких структур, как Южио-Лыжская и Кыртаиольская смещаются более чем на 5—6 км, и образуются практически самостоятельные поднятия, служащие объектами раз­ ведки. Данные последних лет заставили пересмотреть представле­ ние о неперспективное™ центральной части мегавала. В настоящее время с учетом повсеместного распространения регионально нефте­ газоносных толщ среднего девона и наличия погребенных структур, смещенных в благоприятные для сохранения залежей условия,

.282