2.2. Тектоника

Западно-Сибирская плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Зимнее месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты, расположено во Фроловскоймегавпадине на Зимнем валу (рисунок 3).

Район работ

Рисунок 3 – Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты (под редакцией В.И. Шпильмана 1998 г.).

Выделяется два структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, в период геосинклинального развития региона. Территория находится в пределах Уватского блока (байкальский складчатый комплекс), сложенного здесь преимущественно базальтами и вулканогенными породами основного состава.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен толщей мезозойских и кайнозойских образований, отложившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Характеризуется слабойдислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует парагеосинклинальному этапу развития плиты в пермско-триасовое время. Предполагается, что в этот период происходило накопление осадков в наиболее погруженных частях фундамента. Отложения этого возраста в пределах месторождения не установлены.

Согласно «Тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы» (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г), Зимнее месторождение находится в пределах Варламовского малого вала (структура II порядка), вытянутого субмеридионально и осложняющего юго-западную часть Ханты-Мансийской впадины. К западу от него выделяется Северо-Тюмский малый прогиб, а к востоку Северо-Алымский малый прогиб.

В пределах территории с учетом сейсморазведочных и тематических работ выявлены в настоящее время положительные структуры III и IV порядка: Зимняя I, Зимняя II, Малозимняя, Южно-Зимняя, Мало-Тюмская, северная часть Северо-Тюмской, Усть-Демьянская.

Структуры Зимняя I, Зимняя II и Малозимняя входят в контур нефтеносности пласта АС₁₀²Зимнего месторождения. Структуры Зимняя I, Зимняя II относятся к разряду подготовленных, а остальные – к выявленным.

2.3. Нефтегазоносность

Зимнее нефтяное месторождение входит во Фроловскую нефтегазоносную область, Уватский нефтегазоносный район (рисунок 4). Он расположен частично на территории ХМАО. На его территории выделяется 2 вала: Ендырский и Зимний, осложняющие Ханты-Мансийскую впадину. В районе открыто 6 месторождений нефти.

Особенностью осадочного чехла является:

1) - развитие верхней и частично средней юры только в глинистых фациях;

2) - неповсеместное развитие нижнеюрских отложений;

3) - в неокомских отложениях прослеживаются клиноформы, связанные с формированием пластов АС12, АС11, АС10 .

Основной продуктивный комплекс-неокомский – клиноформный, в нем открыты залежи в пластах АС12, АС11, АС10. Мощность осадочного чехла 3,1-3,3 км, этаж нефтеносности около 500 м, глубина залегания залежей 2350-2800 м. Продуктивные пласты имеют сложное строение, неоднородны, преобладают коллекторы Vкласса. Залежи малодебитные. Нефти средней плотности, мало- и среднесернистые, мало-, среднепарафинистые.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Образования фундамента подразделяются на два структурно-тектонических этажа: нижний – собственно складчатый фундамент, сложенный породами, прошедшими геосинклинальный этап развития, и верхний, сложенный эффузивными и эффузивно-осадочными породами, накопившимися в условиях параплатформенного режима.

Гетерогенный доюрский фундамент в данном районе и на соседних площадях мало изучен и требует дальнейшего исследования.

Рисунок 4 – Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)

Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т.ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту.

Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю_10-11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией.

Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю₁₀-Ю₁₁шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м³/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений – шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические.

Перспективными являются и отложения пластов Ю_10-11на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами.

Отложения пласта Ю₁₀распространены значительно шире пластов Ю₁₁. Верхняя часть пласта Ю₁₀и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера.

Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов.

Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью.

Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю_2-4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю_2-4доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях.

На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю_2-4на глубинах 2900-2950 м. Залежь нефти пласта Ю_2-4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю_2-4– 3,3 м³/сут на 2 мм штуцере в скважине № 3. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1-1,0 м³/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1 %, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД.

На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю_3-4находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м³/сут на 6 мм штуцере (скв. 61).

На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю_2-4в интервале 2772-2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м³/сут при СДУ=2100 м.

На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю₃и при совместном испытании из пласта Ю_2-3получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м³/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м³/сут при СДУ= 989 м.

В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Комплекс связан с пластом Ю₀баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины № 9 получен приток нефти дебитом 5,6 м³/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины № 8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут на штуцере 2 мм.

Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины № 10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м³/сут при СДУ=1328 м.

На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю₀, где при испытании интервала 2760-2783 м из отложений пласта Ю₀получен приток нефти дебитом 24,5 м³/сут при СДУ=830 м.

Неокомский нефтегазоносный комплекс

Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях.

Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине № 2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729-2838 м. Из интервала 2818,4-2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м³/сут.

На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500-2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет – 17,6%, проницаемость – 9,0 мД, нефтенасыщенность – 53%.

На Северо-Кальчинской площади в скважине № 52 из отложений ачимовской толщи поднят нефтенасыщенный керн и при испытании интервала 2707-2714 м получено около 200 л нефти.

Ачимовские отложения на участке работ перспективны для поисков залежей углеводородов пластово-сводового и структурно-литологического типа.

На Зимнем месторождении продуктивным является пласт АС₁₀²(АС₁₁) в разрезе которого выявлен литологически экранированный резервуар, характеризующийся невысокими эффективными толщинами коллекторов. При испытании отложений пласта в скважине № 6 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 5,2 м³/сут на 2 мм штуцере (табл. 2.).

Таблица 2 – Результаты испытания скважин Зимнего месторождения

залежи пласта АС₁₀²(АС₁₁)

№ скв.		Альт. + удл.		Интервал испытания пласта глубина, м	Дебиты, м3/сут		Рзаб		Рпл, атм		Депрессия, атм			dшт., мм		СДУ, м		Нст, м		t пл, oC/глу-бина замера, м		При-ме-ча-ние
					Неф-ти		Воды
6	47,9		2336-2342			5,2				21,3		238	2,66		2		1316				77/2300			КИИ-146
12	46,0		2338-2343			3,2
12	46,0		2329-2344			23,3						235							1047		75
12	46,0					2,8									2
14	44,0		2317-2371					ФБР+пленка=18.4				215	103								84/2340			КИИ-146
14	44,0		2344-2360			3,5							134				1308				84/2340			ПКС-80
25	40,0		2359-2364			14,4									8
25	40,0		2359-2369			13,9									4
25	40,0		2359-2378			16,2		1,8							4

К пластам АС₉-АС₁₂приурочены залежи нефти на Кондинской группе месторождений, Чапровском, Западно-Эргинском и Приобском месторождениях структурно-литологического и литологическиэкранированного типа.

В шельфовом пласте АС₁₀на территории Пограничного участка открыта нефтяная залежь.