2.2. Особенности геологического строения залежи

Стратиграфия. Геологический разрез Усинского месторождения изучен от силурийских отложений до четвертичных включительно. Общая толщина осадочного чехла по сейсмическим данным оценивается в 7 км.

В составе каменноугольной системы выделено три отдела.

Нижний отдел залегает на породах девона. Из-за перерывов в осадконакоплении в разрезе отдела отсутствуют турнейский и нижняя часть визейского яруса. Визейский ярус начинается лишь с тульских отложений, сложенных глинами с прослоями известняков и песчаников. Над ними залегают глины алексинского горизонта, с верхней части которого начинается толща преимущественно карбонатных образований пермо-карбоновой толщи, содержащей залежь высоковязкой нефти. Нижний отдел завершается серпуховским ярусом, также представленным, в основном, известняками с тонкими прослоями глин.

Средний отдел представлен преимущественно карбонатными породами башкирского и московского яруса. Башкирский ярус сложен органогенными и органогенно-обломочными нефтенасыщенными известняками.

Московский ярус представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками, часто пористыми, иногда разрушенными до состояния муки, кавернозными, нефтенасыщенными. Средняя часть яруса в значительной степени доломитизированна. Степень доломитизации верхней части слабее.

Верхний отдел представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками. Известняки нефтенасыщенны. Суммарные толщины отложений карбона достигают 870 м.

Отложения пермской системы характеризуются изменениями толщин от свода поднятия (160 м) к его периферийным частям (до 830 м и более). В составе системы выделено два отдела.

Нижний отдел разделяется на две части. Нижняя литологически представлена известняками ассельского и сакмарского ярусов, детритовыми, пористыми, часто рыхлыми, нефтенасыщенными. К указанным отложениям приурочена верхняя часть пермо-карбоновой залежи. Породы сакмарско-артинской толщи подвержены региональному размыву, вследствие чего на отдельных участках они полностью отсутствуют. Верхняя часть отдела служит условной покрышкой пермо-карбоновой залежи. Она сложена глинами, мергелями, известняками, песчаниками и алевролитами. Местами породы верхней пачки полностью размыты.

Верхний отдел сложен терригенными породами, которыми начинается мощная толща терригенной части чехла пермского возраста. Породы верхней перми представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Песчаники местами нефтенасыщенны. Наибольшие изменения толщин (от свода к крыльям) пермской системы связанны с верхним отделом (от 106 до 817 м).

Тектоника. B тектоническом отношении Уcинcкoe мecтopoждeниe пpиуpoчeнo к oднoимeннoй aнтиклинaльнoй cтpуктуpe, осложняющей южную оконечность Koлвинcкoгo мeгавaлa Tимaнo-Пeчopcкoй провинции.

Koлвинcкий мeгaвaл представляет собой систему кулисообразно pacпoлoжeнныx кpупныx брахиантиклинальных складок ceвepo-зaпaднoгo пpocтиpaния, осложненных свою очередь более мелкими купoлoвидными поднятиями.

Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. 3aпaдныe крылья структур в южной части мегавала более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями. Как крупная структура Koлвинcкий мeгaвaл нaибoлee рельефно выражен по каменноугольным oтлoжeниям. По верхнепермским и мезозойским терригенным отложениям, мощность которых существенно увеличивается с юга на север, а также на крыльях вала, амплитуда Koлвинcкoгo мeгaвaлa и составляющих его структур значительно уменьшается.

Усинская структура по всем маркирующим горизонтам представляет собой асимметричную антиклинальную складку северо-западного простирания.

По кровле нижнепермских (сакмарский+ассельский ярусы, отражающий горизонт I) отложений Усинская складка по замкнутой изогипсе минус 1900 м имеет размеры 61x11-19,5 км. Амплитуда поднятия составляет 915 м. Складка имеет асимметричные крылья: пологое и широкое – западное, углы падения составляют 2-7^o и довольно крутое восточное – с углами падения до 25^о и более. Амплитуда и асимметричность складки начинают сглаживаться с верхнепермского времени. Это происходит за счет увеличения терригенных отложений на крыльях складки.

Разрывные тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала и более мелкие, зафиксированные в пределах Усинской структуры, затухают к кровле серпуховского яруса нижнего карбона и реже к подошве верхней перми, влияя в основном на нефтеносность отложений среднего девона, фаменского и серпуховских ярусов. В настоящее время принята пликативная модель строения пермо-карбоновой залежи, поэтому на профилях и структурных картах, построенных по пластам среднего карбона и вышележащим горизонтам, осложняющие их разрывные нарушения уже не отмечены. Тем не менее, тектонические разломы сыграли несомненную роль в развитии органогенных карбонатных массивов в отложениях верхнего карбона и нижней перми Усинской структуры. Кроме того, последующие подвижки разломов приводили к появлению трещиноватости и развитию карста в продуктивной части пермо-карбоновой толщи.

Строение залежи. Пермо-карбоновая залежь приурочена к трещинно-кавернозно-поровым коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирских ярусов среднего карбона.

Среди карбонатных пород выделяются следующие структурно-генетические типы пород: известняки органогенные, органогенно-детритовые; известняки водорослевые, органогенно-водорослевые; известняки органогенно-обломочные, обломочные; известняки сгустковые, комковато-сгустковые, комковатые; известняки тонкозернистые; доломиты.

Залежь массивно-пластовая сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от 1288 м до 1350 м. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры. Контур нефтеносности в среднем на абсолютной отметке -1310 м. Размеры залежи составляют 16,0х9,6 км.

Размеры I объекта (пачки 0-5) в пределах контура нефтеносности составляют 7,6´6,6 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0 до 70,8 м при тепловом режиме разработки. Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части объекта и локализуются вдоль восточного крыла объекта. Средние нефтенасыщенные толщины по I объекту составляют 28,73 м. В разрезе скважин продуктивная толща представлена переслаиванием известняков с прослоями вторичных доломитов толщиной 8-12 метров и аргиллитоподобных глин толщиной 0,5-15 метров. Нефтенасыщенные толщины карбонатов меняются от 0 до 70,8 м.

Размеры II объекта (пачки 6-8) составляют 14,2´7,5 км. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 0,25 до 1,4 км.

Нефтенасыщенные толщины коллекторов варьируют от 0 до 73,1 м. Наибольшие значения толщин отмечаются вдоль западного крыла объекта, наименьшие – в центральной части. Средние нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют 28,05 м, водонефтяной – 9,1 м. Доля чисто нефтяной зоны от объёма залежи составляет 87,1%, водонефтяной – 12.9%. Продуктивная толща представлена массивными неслоистыми известняками.

Размеры III объекта (пачки 9 – 13) составляют 15´9,6 км. Ширина водонефтяной зоны меняется от 0,2 до 1,5 км. Нефтенасыщенные толщины коллекторов изменяются от 0 до 60,6 м. Наибольшие значения толщин отмечаются в юго-западной части объекта. В юго-западной части встречаются зоны замещения коллекторов, в скважинах 3208, 3209, 3210 отложения верхнего объекта размыты полностью. С юго-запада к северо-востоку наблюдается поочередный размыв пачек 13,12,11. Средние нефтенасыщенные толщины равны по нефтяной зоне 18,07 м, по водонефтяной зоне – 10,4 м. Доля нефтяной зоны от объёма залежи составляет 88%, водонефтяной – 12%. В разрезе скважин продуктивная толща представлена слоистыми детритовыми криноидно-мшанковыми известняками с глинистыми прослоями.

Коэффициент гранулярности показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта. Здесь можно проследить тенденцию увеличения доли коллекторов от I к III объекту. В целом по месторождению он составил 0,358. По коэффициенту расчлененности можно сказать о значительном количестве проницаемых прослоев по всем объектам, в целом по месторождению он составил 51,06.

Характеристикой прерывистости является коэффициент распространения пород коллекторов. Наибольшее замещение коллекторов непроницаемыми породами имеет III объект, здесь коэффициент составил 0,804; в целом по месторождению при наложении объектов коэффициент распространения пород коллекторов также имеет значение 0,738.

По литологической характеристике слагающих пермо-карбоновую толщу пород выделяются два типа разреза.

Первый тип разреза вскрыт скважинами, которые располагаются вдоль западного и восточного крыла пермокарбоновой залежи. В разрезе этих скважин нижняя часть продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12 метровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0.5-1.5 м аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизированы. Рассматриваемая часть разреза пермокарбоновой толщи хорошо коррелируется по кривым ГИС.

Снизу вверх в толще выделены четыре промысловые пачки – 0, 1, 2, 3. Над пачкой 3 залегает толща органогенных и органогенно-детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных, с прослоями вторичных доломитов (до 15%). В этой толще выделяются две промысловые пачки – нижняя 4, верхняя – 5.

Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные известняки. Ввиду большой толщины (около 80 м) эта неслоистая часть разреза массивных известняков выделяется как сумма продуктивных пачек – 6+7+8.

Над химически чистыми массивными известняками залегает толща слоистых детритовых криноидно-мшанковых известняков. Наличие глинистых прослоев неболь-шой (0.5-2.0 м) толщины позволяет в разрезе выделить промысловые пачки с 9 по 13.

В центральной сводовой части структуры скважинами вскрыт второй тип разреза. Нижняя часть второго типа разреза имеет строение аналогичное нижней части первого типа и также сложена пачками органогенно-водорослевых известняков – 0, 1, 2 и 3. В отличие от первого типа разреза здесь над пачкой 3 в большинстве скважин залегает мощная (иногда до самой кровли) толща химически чистых криноидно-мшанковых биогермных известняков.