Большепурговское нефтяное месторождение
Большепурговское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Сосногорском районе Республики Коми в 100 км к востоку от г. Ухты, вблизи посёлка городского типа Нижний Одес, и к юго-востоку от разрабатываемого Турчаниновского месторождения. В непосредственной близости от рассматриваемой площади расположены Георгиевское, Безымянное, Луговое месторождения.
Литолого-стратиграфическая характеристика
На Большепурговской площади в результате бурения скважин вскрыты четвертичные, триасовые, казанско-татарские, уфимские, кунгурские и частично артинские отложения верхнего и нижнего отдела пермской системы.
Максимальный разрез вскрыт в скв. 2 при забое 788 м. Керном охарактеризованы породы казанско-татарских, уфимских и нижнепермских отложений в скв. 1; 2 и 6.
Пермская система – Р
Нижнепермский отдел - P1
Нижний отдел пермской системы представлен отложениями ассельско сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.
Ассельско-сакмарский ярус - Piats.
Ассельский и сакмарский ярусы сложены известняками детритовыми и обломочноорганогенными, преимущественно водорослевыми, частично перекристаллизованными, доломитизированными, с прослоями известняков политоморфных. В кровле ассельскосакмарских отложений отмечается глинисто-доломитовая пачка. На Большепурговской площади разрез скважинами не вскрыт. Толщина отложений на Безымянной площади составляет 70-75м.
Артинский ярус - Plar.
Представлен известняками светло-серыми до тёмных, массивными, слабо глинистыми, детритовыми и обломочно-органогенными, преимущественно брахиоподово-мшанковокриноидными и фораминиферовыми, иногда с прослоями глин и мергелей. На Большепурговской площади разрез скважинами вскрыт частично. Толщина отложений более 36м.
Кунгурский ярус - Pik.
Несогласно залегает на артинских отложениях и подразделяется снизу вверх на филипповский и иреньский горизонты. Филипповский горизонт характеризуется терригенно-карбонатным типом разреза и сложен переслаиванием известняка, реже доломита с аргиллитом и алевролитом. Иногда встречаются прослои песчаника мелкозернистого и известковистого. Породы серого, темносерого цвета. Иреньский горизонт представлен ритмично переслаивайющимися оолитовыми вестняками, мергелями, аргиллитами, алевролитами, песчаниками в разной степени извест из ковистыми и глинистыми. К кровле кунгурских отложений приурочен отражающий горизонт lu. Толщина кунгурского яруса составляет 51-54м
. Верхнепермский отдел – Р2
Верхний отдел пермской системы представлен отложениями уфимского и казанского татарского ярусов. Песчаники зеленовато-серые и коричнево-бурые, полимиктовые, мелко-среднезернистые, реже крупно и грубозернистые, неравномерно известковистые, обычно глинистые, участками нефтенасыщенные. Глины и аргиллиты чаще красновато-коричневые до кирпично-красного цвета, иногда пятнистоокрашенные, неравномерно алевритистые и известковистые, в отдельных прослоях содержат желвакоподобные стяжения известняков и мергелей. Мергели серые, зеленовато-желтые, пестроокрашенные, неравномерно алевритистые, от тонкослоистых до массивных, плотные, биокластовые и водорослевые. Верхняя граница уфимского яруса отбивается по кровле мергелеподобных глин и мергелей. К кровле репера (К2) приурочен отражающий горизонт Iu. В разрезе уфимского яруса на Безымянной площади выделяется 22 песчаных пласта (P2ul - P2u-22, Алабушин А.А., 1988г). На Большепурговской структуре проницаемыми являются пласты P2u-16, P2u - 19, и Раи -20.
Промышленная нефтеносность установлена в пласте Раи -20. Песчаники имеют русловый генезис и характеризуются рукавообразным, линзовидным строением песчаных тел. В пределах русел проницаемые песчаники литологически замещаются плотными, глинистыми, слабопроницаемыми породами и могут иметь как локальное, "мозаичное" распространение, так и протяженные полосы, повторяющие границы русел. Толщина уфимских отложений составляет 239-255м.
Казанский + татарский ярусы - P2kz+t
Породы представлены терригенными пестроцветными породами с прослоями и включениями карбонатов. В разрезе преобладают глинистые породы. Глины и аргиллиты, образующие с песчаниками микроритмы, серо-зелёные, красновато-коричневые, неравномерно известковистые, участками переходящие в мергель. Песчаники полимиктовые и граувакковые от мелко- до крупнозернистых с гравием, в разной степени глинистые и пористые, массивные и косослоистые. Верхняя граница казанского яруса проводится по подошве репера К1, связываемого с отражающим горизонтом Ікі. Нижняя часть казанского яруса на Безымянной площади явля ется основной продуктивной толщей (пласты Pakz-23 - P2kz-30, Алабушин А.А., 1988г). На Большепурговской структуре продуктивными являются пласты Pakz-25, Pakz-28 и P2kz-29 Генезис и форма песчаных тел аналогичны строению песчаников уфимского яруса. Толщина отложений казанского и татарского ярусов составляет 245-281 м.
Триасовая система - Т
Нижнетриасовый отдел – T1
Отложения нижнего триаса выделены в объёме чаркабожской и харалейской свит. Толща сложена глинами красновато-коричневыми, пестро окрашенными песчаниками, алевролитами с прослоями мергелей. В основании разреза песчаники содержат гальку кремнистых пород, обломки кварца, известняков и окатыши глин. С подошвой триасовых отложений отождествляется отражающий горизонт А(T1). Толщина отложений составляет 156-195м.
Четвертичная система - Q
Породы четвертичной системы несогласно залегают на денудированной поверхности триасовых отложений и представлены суглинками и супесями с примесью гравия, гальки и валунов различных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала. Толщина отложений составляет 17-26м.
Тектоника
В тектоническом отношении рассматриваемая структура находится в восточной части Тэбукской ступени, выделенной в центральной части Омра-Лыжской седловины - структуры первого порядка. Согласно сейсмическим материалам, переобработанным научным центром ГТ КРО РАЕН (Федотов А.Л., 2002 г), по кровле уфимских отложений верхней перми (ОГ lu (P2u)) рассматриваемая структура имеет субмеридиональное простираниие и характеризуется крайне сложным блоковым строением за счет системы малоамплитудных разрывных нарушений оползневого характера(амплитуда 10-20м). Эти нарушения ограничивают структурные осложнения в виде малоамплитудных куполов и структурных носов.
В пределах рассматриваемого района куполообразное поднятие разбито нарушениями на шесть блоков. Блок 1 отвечает в плане Волченъельской структуре, выделенной по нижележащим горизонтам.
На востоке в присводовой части структуры пробурена скв.2. Свод структуры смещается в западном направлении и в контуре предельно замкнутой изолинии минус 290м обособляется на два купола. По замкнутой изолинии минус 300м структура имеет размеры 2,3х8,0 км, амплитуда 10м. Сложнопостроенному приподнятому блоку 2, находящемуся между скв. 2 и 4, и ограниченному клиновидно сходящимися в южном направлении нарушениями, соответствует собственно Западно-Большепурговская структура. Сводовая часть структуры локализуется в северной ее части и оконтуривается изогипсой минус 280м. Размеры структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 300м составляют 7.7х3.0км, амплитуда 20м. Западный участок Большепурговской структуры приурочен к блоку 3, в пределах которого пробурена скв.4, и ограничен нарушениями клиновидно сходящимися в северном направлении. Свод структуры локализуется в контуре изогипсы минус 280м, чуть севернее скв.4, и с запада срезан нарушением. Размеры блока в пределах замкнутой изогипсы минус 300м составляют 4,8х0,5км, амплитуда 20м.
Центральный участок Большепурговской структуры соответствует блоку 4, в пределах которого пробурены скв. 3; 6 и 6/1. Сводовая часть его, расположенная на 5м ниже восточного блока 3, локализуется в контуре изогипсы минус 275м вблизи скв. 3. Северная периклиналь 4 блока осложнена сбросом северо-восточного простирания, образующим клиновидный блок, по гипсометрическому положению расположенный выше основного блока. Размеры центрального участка в контуре изогипсы минус 300м составляют 6,3х1,0км, амплитуда 25м.
Восточный участок Большепурговской структуры в центральной и южной части обособляется нарушением на блоки 5 и 6. В центральной части структуры нарушение затухает, тем самым на севере объединяя блоки в единый участок.
Северная периклиналь участка осложнена нарушением северо-западного простирания амплитудой 20м. Наиболее высокое положение относительно западного и центрального участков Большепурговской структуры (блоки 3 и 4) занимает 5 блок. Сводовая часть его, примыкающая на западе к сбросовому нарушению, локализуется в контуре изогипсы минус 270м. К северу от свода в 1,25 км пробурена скв. 5.
Блок 6 занимает несколько пониженное высотное положение относительно блока 5. Его свод на западе также срезан нарушением и оконтуривается изогипсой 275м. Южная периклиналь данного блока осложнена субширотным нарушением. В целом восточный участок оконтуривается замкнутой изогипсой минус 300м. и его размеры составляют 1,8х6,1 км.
Нефтегазоносность Большепурговская площадь согласно нефтегазогеологическому районированию (Панкратов Ю.А. и др., 1993г) расположена в южной части Ижма-Печорской нефтегазоносной области, в Велью-Тэбукском нефтегазоносном районе. Основные промышленные запасы нефти месторождения связаны с терригенными породами нижне-верхнепермского нефтегазоносного комплекса. Верхнепермские отложения являются нефтеносными на большинстве месторождений рассматриваемого района: Георгиевское, Луговое, Безымянное, Мичаюское.
В отложениях верхней перми на Большепурговской структуре выявлены четыре зале жи нефти: в проницаемых песчаниках уфимского яруса пласт P2u-20 и казанского яруса пласты Р2kz-25, P2kz-28 и P2kz-29. Залежи нефти приурочены к песчаникам руслового генезиса. На данной стадии изу ченности сложно определить ориентацию палеорусел, в связи с чем выбрана ранее принятая модель (подсчет запасов по состоянию на 01.01.97г, пласт Pakz-25), по которой полосы русловых тел имеют ширину 500м и ориентированы в северо-северо-восточном направлении.
По каждому пласту скорректированы границы залежей сс учетом пробуренных скважин (граф.прил. 3-7). Коллекторами являются полимиктовые песчаники. Покрышками служат плотные глинисто-алевритистые породы уфимского и казанского ярусов.
Залежь нефти пласта P2u-20
Залежь нефти пласта P2u-20 приурочена к проницаемым песчаникам уфимского яруса верхней перми и локализована в пределах 4 и 5 блоков. В контуре нефтеносности расположены скважины 6; 6/1. При опробовании скв. 6, пробуренной в присводовой части блока, в эксплуатационной колонне в инт. 454-463.6м (абс. отметка 302-312м) получен приток нефти дебитом 10.1 м/сут по подъёму уровня. В скв. 6/1, расположенной в сводовой части залежи, в результате опробования в эксплуатационной колонне I объекта в инт. 459-451 м (абс. отметка 297-289м) с помощью КИИ-95 получена нефть в объёме 0.02м³ за 24 30мин. При опробовании II объекта (вскрыты совместно пласты P2u-20 и P2kz-25) в инт. 459-451; 400-394 м (абс. отметка 297-289: 238-232м) получен приток нефти дебитом 0.3 м/сут по подъёму уровня.
Границами залежи являются литологические экраны. В скв. 1-5 песчаники замещены плотными непроницаемыми породами, в связи с чем северо-западная граница залежи скорректирована половиной расстояния между скв. 6/1 и скв. 1; 3. Северо-восточная часть залежи экранирована тектоническим нарушением северо-северо-восточного простирания амплитудой 10-15 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по комплексу ГИС. Толщины нефтенасыщенных пластов по скв. 6 и 6/1 составляют соответственно 4,0 и 7,4 м. Водонефтяной контакт залежи в скважинах не установлен. Уровень подсчета запасов принят на абс. отметке минус 310 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 6, подтвержденного результатами опробования.
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи составляют 0,5х1,8 км, высота залежи - 20 м. 5-C2. На данной стадии изученности запасы нефти блока 4 отнесены к категории С1, блока 4.2
Залежь нефти пласта P2kz-25
Залежь нефти пласта P2kz-25 приурочена к проницаемым песчаникам казанского яруса верхней перми. После предыдущего подсчета запасов нефти, выполненного по материалам бурения скв. 1, в сводовой части залежи была пробурена скв. 6/1, которая вскрыла проницаемые нефтенасыщенные песчаники и подтвердила тем самым распространение залежи в южном направлении. С учетом данных бурения скв. 3; 5 и 6, вскрывших плотные песчаники пласта Pakz-25, скорректированы границы залежи. В северо-западной части залежи граница замещения проницаемых песчаников проведена на половине расстояния между скв. 1 и скв. 3; 5; скв. 6/1 и скв. 3, а также в юго-западной части - между скв. 6/1 и скв. 6. По новым данным переобработки сейсмических материалов изменилось строение залежи. Залежь осложнилась нарушением северо-северо-восточного простирания амплитудой 10-15 м. В пределах залежи 4 блока расположены скв. 1 и 6/1.
В результате опробования скв. 1 в инт. перфорации 420.8-414.4м (абс.отметка 255- 249м) получен приток нефти в объеме 12м/сут, Нд-200м. В тот же период в данном интервале проведены гидродинамические исследования. Пластовое давление на глубине 441 м составило 4.45 МПа, дебит скважины через 3мм штуцер составил 1.8 м/сут, коэффициент продуктивности - 5.8 м/сут * Мпа, коэффициент гидропроводности - 7.72* 10-11 м³/Па*с. С 1998г скв. 1 находится в пробной эксплуатации (по состоянию на 01.01.2002г отобрано 1 тыс.т нефти). В скв. 6/1 при опробовании в эксплуатационной колонне II объекта в инт. 459-451; 400-394 м (абс. отметка 297-289; 238-232м) получен приток нефти дебитом 0.3м3/сут по подъёму уровня (вскрыты совместно пласты P2и-20 и P2kz-25). Эффективные нефтенасыщенные толщины выделены по комплексу ГИС. Толщины нефтенасыщенных пластов по скв. 1 и 6/1 составляют соответственно 5,4 и 4м. Водонефтя ной контакт залежи в скважинах не установлен. Уровень подсчета запасов принят на абс. отметке минус 255м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 1, подтвержденного результатами опробования. Залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи составляют 0,5х3,0км, высота залежи - 22м. 4.4 На данной стадии изученности запасы нефти подсчитаны по категориям С1 и С2.
Залежь нефти пласта P2kz-28
Залежь нефти пласта Pakz-28 приурочена к проницаемым песчаникам казанского яруса верхней перми. Продуктивные песчаники пласта установлены по комплексу ГИС в скв. 6/1. В скв. 1-6 песчаники замещены плотными породами. Границы замещения проницаемых песчаников протрассированы с учетом половины расстояния между скв. 6/1 и скв. 1; 3:6. Залежь локализована в пределах 4 блока, занимающего гипсометрически высокое положение. С юго-запада залежь экранирована тектоническим нарушением, в северо-западной части - литологическим экраном. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 6/1 выделена по комплексу ГИС и составила 4,4м. Уровень подсчета залежи принят на абс. отметке минус 209м по подошве нефтенасыщенного коллектора. Залежь пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи составляют 0,5х0,8 км, высота залежи - 7м. На данной стадии изученности запасы нефти отнесены к категории С2.
Залежь нефти пласта P2-29
Залежь нефти пласта P2kz-29 приурочена к проницаемым песчаникам казанского яруса верхней перми. Продуктивные песчаники пласта вскрыты в скв. 2. В скв. 1; 3- 6:6/1 проницаемые песчаники замещены плотными породами. Залежь локализована в пределах блока 1 и на севере экранирована нарушением севе ро-западного простирания амплитудой 15-20м. В присводовой части залежи расположена скв.2. При опробовании в эксплуатационной колонне в инт. 374-369м (абс. отметка 215- 209м) с помощью КИИ-95 получена газированная нефть с технической водой в объёме 0,036м³ за 14 30 мин. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 2 выделена по комплексу ГИС и составила 2,2м. Водонефтяной контакт по залежи не установлен. Уровень подсчета запасов принят на абс. отметке минус 212м по подошве нефтенасыщенного коллектора, доказанного результатами опробования. Залежь пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи составляют 2,0х1,5 км, высота залежи - около 5 м. На данной стадии изученности запасы нефти подсчитаны по категории С2.
Источник: Оперативный подсчёт запасов УВ в песчаниках верхней пачки по Большепурговскому месторождению. Лесева С.М., Булеев Н.И., Ковалёва Н.В. 2002