Демаельское нефтяное месторождение
Демаельское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на территории Ижемского района Республики Коми, в 26 км на северо-восток от районного центра с. Ижма.
В непосредственной близости от Демаельского месторождения находятся Щельяюрское и Южно-Седмесское месторождения, недропользователем которых является ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
В тектоническом отношении месторождение приурочено к западной части Ижемской ступени Ижма-Печорской впадины и относится к Тобышско-Нерицкому нефтегазоносному району с установленной региональной нефтеносностью рифогенных отложений верхнего девона.
Демаельская рифогенная структура выявлена и подготовлена к поисковому бурению работами МОГТ 2Д в 1990-1993 гг. Демаельское месторождение открыто поисковой скважиной 1-Демаельская в 2003 году.
Начальные запасы нефти Демаельского месторождения по состоянию на 01.04.2017 года категории С1 (геологические / извлекаемые) составили – 1188 / 238 тыс. т.
Месторождение по количеству извлекаемых запасов нефти относится к категорииочень мелких.
Стратиграфия
Литолого-стратиграфическое описание разреза Демаельского месторождения приводится согласно унифицированной схеме Тимано-Печорской провинции, по результатам бурения скважин 1 и 2-Демаельские, с привлечением результатов изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований скважин, пробуренных на соседних площадях.
В геологическом строении изучаемой территории принимают участие породы фундамента и осадочного чехла, представленные протерозойскими, палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями.
Протерозойская группа – PR
Породы фундамента в пределах Демаельского месторождения бурением не вскрыты. В пределах Ижемской ступени, где находится Демаельская площадь, фундамент вскрыт в скв. 1-Восточно-Щельяюрская, 10-Пычская, 15-Верхневольминская на глубинах 3107, 3218, 3581 м, соответственно. Породы складчатого фундамента (PR) литологически представлены осадочно-вулканогенными и интрузивными образованиями различных типов (алевросланцы, туфосланцы, глинистые сланцы) светло-серыми с зеленовато-голубым оттенком, очень плотными, с прожилками кварца, и глинисто-хлоритовыми сланцами. Выше по разрезу залегают светло-розовые мелкозернистые кварцитовидные песчаники. В скв. 1-Восточно-Щельяюр установлена кора выветривания. Вскрытая мощность отложений фундамента составляет 317 м.
Палеозойская группа – Pz
На территории Ижма-Печорской впадины палеозойские отложения прослеживаются в объёме ордовикской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
Ордовикская система - О
Отложения ордовикской системы в объеме нижнего и среднего отделов залегают в основании осадочного чехла и представлены терригенными породами, в составе которых преобладают песчаники, переслаивающиеся с алевролитами, гравелитами, глинами и изредка - конгломератами. Толщина ордовикских отложений увеличивается в северном направлении до 1000 м и уменьшается вплоть до выклинивания в восточном направлении. Граница выклинивания ордовикских отложений прослеживается восточнее Двойниковой структуры.
Девонская система – D
Девонские отложения присутствуют в объёме верхнего отдела и залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях ордовика.
Верхний отдел – D3
В составе верхнего отдела выделяются франский и фаменский ярусы.
Франский ярус – D3f
В составе яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы.
Нижне-среднефранский подъярусы – D3f1+2
Нижний и средний подъярусы выделены в составе нерасчленённых тиманского и саргаевского горизонтов и доманикового горизонта.
Разрез нерасчленённых тиманского и саргаевского горизонтов (D3tm+sr) сложен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Общая мощность образований тиманско-саргаевского возраста в пределах Ижемской ступени изменяется от 25 до 50 м.
Отложения доманикового горизонта (D3dm), завершающие толщу среднефранского подъяруса, в пределах Ижемской ступени имеют сложное строение и обладают сильной латеральной изменчивостью. Разрез горизонта представлен породами мелководной и глубоководной фаций. В условиях мелководного шельфа формировались собственно рифовые, а также предрифовые, зарифовые отложения и отложения межрифовых впадин и проливов.
В зонах развития рифов разрез сложен известняками серыми и коричневато-серыми, пористо-кавернозными, органогенными, нефтенасыщенными. Подобный тип разреза вскрыт на Щельяюрском, Низевом, Макарьельском и Демаельском месторождениях, а также скважинами на Восточно-Щельяюрской и Южно-Пычской площадях.
Породы, накопление материала которых происходило вблизи от рифогенных построек, представлены плотными слоистыми известняками с присутствием органогенного детрита. Отдельные пласты обломочных карбонатных пород-коллекторов вскрыты скважинами на Чулейской и Двойниковой площадях.
Отложения, сформированные в условиях относительно глубоководного некомпенсированного прогиба («депрессионный» тип разреза) представлены плотными кремнисто-глинисто-карбонатными битуминозными породами. Отложения имеют малую мощность, вскрыты скважиной 1-Ижма.
Отложения доманикового горизонта, вскрытые в скважинах 1 и 2 – Демаельские, представлены известняками строматолитовыми, сгустково-комковатыми, неравномерно доломитизированными, и доломитами грубокристаллическими, неяснослоистыми. Породы пористые, с редкими вертикальными и горизонтальными трещинами, нефтенасыщенные.
Вскрытая мощность образований доманикового горизонта в скважинах Демаельского месторождения составляет 45-53 м, а на прилегающих территориях изменяется в пределах 50–150 м. Горизонт является промышленно-нефтеносным.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Верхнефранский подъярус (D3f3) подразделяется на ветласянский, сирачойский и нерасчленённые евлановский и ливенский горизонты. Толщина отложений составляет 124 м.
Ветласянский горизонт (D3vt) выделяется в объеме маломощной глинистой пачки, толщиной 14 м.
Сирачойский горизонт (D3srč) на исследуемой территории представлен переслаиванием глин, аргиллитов, глинистых доломитов и известняков с песчаниками, алевролитами и биуминозными мергелями. Толщина сирачойских отложений составляет 45 м.
Отложения нерасчлененных евлановского + ливенского горизонтов (D3ev+lv) на Демаельском месторождении представленынеравномерным переслаиванием аргиллитов тёмно-серых и алевролитов глинистых с прослоями песчаников и известняков. Толщина евланово-ливенских отложений составляет 65 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса в Ижма-Печорской впадине присутствуют только в объёме нижнего подъяруса.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Нижнефаменский подъярус (D3fm1)выделен в объеме задонского и елецкого горизонтов, представленных переслаиванием аргиллитов, алевролитов, известковистых глин и известняков. Толщина отложений составляет 177-182 м.
Каменноугольная система – С
Отложения каменноугольной системы со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях девонской системы и представлены в объёме нижнего, среднего и верхнего отделов. Толщина отложений каменноугольной системы составляет 433-435 м.
Нижний отдел – С1
Отложения нижнего отдела на исследуемой территории присутствуют в объеме визейского и серпуховского ярусов. Отложения представлены известняками серыми, перекристаллизованными, плотными с прослоями глин. В нижней части разреза преобладают глинисто-терригенные отложения. Формирование осадков нижнекаменноугольного возраста происходило в условиях постоянно трансгрессивно-регрессирующего мелководного морского бассейна, с чем связано отсутствие турнейских и нижней части визейских отложений.
Толщина нижнекаменноугольных отложений составляет 147-150 м.
Средний отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения присутствуют в объеме башкирского и московского ярусов, отложения которых представлены известняками серыми, светло-серыми, местами глинистыми и доломитизированными с прослоями глин темно-серых неравномерно известковистых, с включениями ангидритов. Толщина отложений среднего карбона составляет 193-202 м.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольныеотложенияпредставлены известняками серыми, светло-серыми, местами глинистыми и доломитизированными с прослоями глин темно-серых неравномерно известковистых, с включениями ангидритов. Толщина отложений составляет 83-92 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы на рассматриваемой территории представлены в объеме нижнего и верхнего отделов. Общая толщина пермских отложений составляет 701-720 м.
Нижний отдел – Р1
Отложения нижнего отдела перми залегают со стратиграфическим несогласием на нижнекаменноугольных отложениях и перекрываются терригенными отложениями нижнего триаса. В составе нижнего отдела выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Нижняя часть разреза (ассельский+сакмарский ярусы) представлена доломитами тонкозернистыми с буроватым оттенком, известняками мелкозернистыми, участками кавернозными, трещиноватыми, с включением ангидритов и гипса. Верхняя часть разреза сложена переслаиванием известняков доломитизированных, участками кавернозных и доломитов.
Отложения верхней части (артинский и кунгурский ярусы) представлены переслаиванием аргиллитов серых, темно-серых, плотных, доломитов серых, скрытокристаллических и известняков темно-серых с прослоями глин, с включениями ангидритов.
Общая мощность отложений нижнепермских отложений 336-340 м.
Верхний отдел – Р2
В составе отдела выделяются уфимский и нерасчлененные казанский и татарский ярусы,представленные терригенными образованиями прибрежно-морского и континентального генезиса.
Разрез уфимского яруса сложен неравномерным переслаиванием глин буровато-коричневых, алевролитов глинистых и песчаников полимиктовых, мелкозернистых, серых. Толщина уфимских отложений составляет 127-128 м.
Литологически разрез казанского и татарского ярусов представлен переслаиванием песчаников полимиктовых, мелкозернистых, серых, зеленовато-серых, глинистых, алевролитов и глин пестроцветных, алевритистых с прослоями мергелей и известняков глинистых. Толщина нерасчленённых казанско-татарских отложений составляет 228-237 м.
Мезозойская группа – Mz
Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами.
Триасовая система – Т
В составе триасовой системе выделяются нижний и нерасчленённые средний и верхний отделы. Одной из характерных особенностей разреза триасовой системы является крупный перерыв в основании, сопровождавшийся извержениями вулканов, зафиксированных покровами базальтов в основании триасовых отложений. В триасовой системе широко распространены красноцветные и пестроцветные отложения, формировавшиеся в аллювиальных долинах, дельтах, озерно-болотных условиях. Толщина отложений триасовой системы составляет 373-374 м.
Нижний отдел – T1
Отложения нижнего отдела представлены чаркабожской и харалейской свитами, сложенные глинами тёмно-серыми, желтовато-коричневыми с подчинёнными прослоями песчаников полимиктовых, мелко-среднезернистых, слюдистых и алевролитов глинистых. Толщина отложений нижнего отдела составляет 253 м.
Средний + верхний отделы – Т2-3
Нерасчленённый разрез среднего и верхнего отделов триасовой системы сложен переслаиванием песчаников полимиктовых, зеленовато-серых, мелко-среднезернистых и глин серых, зеленовато-серых, плотных. Толщина отложений составляет 120 м.
Юрская система – J
Юрские отложения со значительным стратиграфическим несогласием залегают на отложениях верхнего триаса. В нижней и средней части отложения представлены песчаниками мелкозернистыми, рыхлыми, песками кварцевыми, глинами серыми, тёмно-серыми, известковистыми, неравномерно алевритистыми.
Верхняя часть юрских отложений представлена глинами с прослоями песчаников. Глины серые и тёмно-серые, неравномерно известковистые. Песчаники серые, мелкозернистые.
Толщина юрских отложений составляет 276-279 м.
Меловая система – К
Меловые отложения представлены нижним отделом, сложенным переслаиванием алевролитов, глин и серых песчаников. Толщина отложений составляет 67 м.
Кайнозойская группа – Кz
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы с большим стратиграфическим перерывом перекрывают меловые отложения и представлены супесями, суглинками, серыми и темно-серыми, гравием и галькой. Толщина отложений составляет 104-107 м.
Тектоника
В соответствии со схемой тектонического районирования Тимано-Печорской провинции Демаельское месторождение расположено в пределах структуры 1 порядка Ижемской ступени Ижма-Печорской синеклизы.
Ижма-Печорская синеклиза является крупной надпорядковой структурой. Синеклиза имеет размеры 430 х 60-100 км и находится в западной части ТПП.
Поверхность фундамента Ижма-Печорской синеклизы разбита нарушениями на отдельные блоки, ступенчато погружающиеся в восточном направлении. Рельеф поверхности фундамента почти полностью нивелируется низами осадочной толщи. Однако отмечается приуроченность большинства структур осадочного чехла к зонам повышенной расчлененности и мобильности фундамента (к его выступам, границам погребенных блоков и т.д.). На изучаемой территории для осадочной толщи характерна пликативная складчатость брахиантиклинального и куполовидного типа.
В тектонике Ижма-Печорской синеклизы выделяются три крупные структурные зоны: Нерицкая ступень, Омра-Лыжская седловина, Ерсинская впадина и Ижемская ступень.
Ижемская ступень в современном структурном плане сложена отложениями палеозоя и мезозоя полого погружающимися в восточном-северо-восточном направлении. Характерной чертой геологического строения изучаемой территории является структурная унаследованность дизъюнктивных дислокаций фундамента с постепенным её «затуханием». При этом, ориентация структур, хотя и в очень сглаженном виде, сохранилась вплоть до верхней части осадочного чехла. От поверхности фундамента вверх по разрезу наблюдается замещение разрывных нарушений антиклинальными перегибами и вертикально направленными зонами разуплотнения.
Ижемская ступень осложнена локальными объектами и малоамплитудными незамкнутыми структурами. Сейсморазведочными работами в пределах ступени выявлен ряд малоамплитудных объектов небольших размеров, в том числе – Демаельское, Западно-Демаельское и ряд других поднятий.
Генезис подобных структур определён многочисленными исследованиями (включая глубокое бурение) как тектоно-седиментационный, то есть возникший в результате роста биогермных построек в позднедевонское время в пределах небольших структурных выступов.
По результатам последних сейсмических исследований, проведённых в пределах изучаемой площади, по основным отражающим горизонтам картируется четыре брахиантиклинали небольших размеров от 0,8 до 5 км при ширине до 2,3 км и амплитудой в пределах 10-40 м. При этом наиболее морфометрически выраженной является Демаельская структура, которая отчётливо выделяется по горизонтам палеозоя от пород метаморфического фундамента (ОГ VI) до пермских отложений (ОГ Is).
Начиная с 1982 года на территории Ижемской синеклизы был протрассирован барьерный риф доманикового возраста, который в пределах изучаемого района имеет северо-западное простирание. По результатам многочисленных ранее выполненных сейсмических и литолого-фациальных исследований разработана принципиальная модель формирования доманикового комплекса. Согласно этой модели, отложения доманика представлены рифогенным, депрессионным, предрифовым и зарифовым типом разрезов. Из всех перечисленных, в пределах Демаельской площади скважинными данными подтверждено наличие только рифового типа. При этом присутствие в разрез депрессионных осадков предполагается только на основании сейсмических данных, а зарифовый и предрифовый типы определены по результатам построения типовой седиментационно-ёмкостной модели.
Структурная карта по кровле доманикового горизонта (ОГ IIIf2) в значительной мере отражает распространение рифогенных структур. За счёт роста органогенных построек в центральной части площади обособляется Демаельская антиклиналь. Поднятие имеет неправильную, сужающуюся к северу форму. Подобная сложная конфигурация обусловлена с одной стороны – неравномерным ростом органогенных построек, а с другой - широким развитием эрозионно-карстовых процессов в ветласянское время. При этом наибольшим изменениям подверглась северная периклиналь поднятия.
По данным проведённых сейсмических исследований МОГТ 3Д в 2015 году на Демаельской площади, доманиковые отложения представлены мелководно-шельфовыми образованиями трёх фациальных зон: барьерная рифовая система, мелководный шельф с карбонатным осадконакоплением и межрифовые впадины и проливы со смешанным осадконакоплением.
Зона рифообразования простирается с северо-запада на юго-восток. Здесь на границе мелководного и глубоководного шельфа в доманиковое время существовали благоприятные условия для формирования карбонатных построек.
Развитие карбонатных отложений мелководного шельфа отмечается в западной части территории и вдоль восточного окончания рифовой зоны. На остальной части предполагается накопление смешанных (карбонатных с примесью терригенного материала) осадков межрифовых впадин и проливов.
Рифовый тип разреза подтверждается керном из скважины 1-Демаельская, вскрывшей верхнюю продуктивную часть доманикового горизонта – отложения биогермного ядра рифового массива. Скважина 2-Демаельская пробурена в зоне мелководного шельфа с карбонатным осадконакоплением.
Демаельская антиклиналь осложнена двумя вершинами, приуроченным к разным циклам рифообразования. В сводовой части западной вершины, сформированной в раннем доманике, пробурена скважина 1-Демаельская. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 2180 м составляют 3,96 х 3,6 км, амплитуда – 20 м.
. Краткие сведения о нефтегазоносности района
Согласно нефтегазгеологическому районированию Демаельское месторождение расположено в Тобышско-Нерицком нефтегазоносном районе Ижма-Печорской нефтегазоносной области.
Вблизи Демаельского месторождения открыт ряд нефтяных месторождений: Низевое, Южно-Низевое, Макаръельское, Щельяюрское, промышленная нефтеносность которых связана с зоной барьерного рифа доманикового возраста.
В разрезе осадочного чехла выделяются следующие нефтегазоносные омплексы (НГК) отложений:
1. нижнеордовикский терригенный;
2. доманиково-турнейский карбонатный;
3. визейско-нижнепермский карбонатный;
4. пермско-нижнетриасовый терригенный.
Нижнеордовинский терригенный НГК
Нижнеордовикский терригенный НГК в пределах площади скважинами не вскрыт, в связи с чем его характеристика приводится по данным глубокого бурения сопредельной территории. НГК представлен отложениями позднего ордовика. По литологическому составу комплекс сложен терригенными породами (песчаниками и аргиллитами). Является гидродинамически единым сложнопостроенным резервуаром. Для промышленно нефтеносных регионов Тимано-Печорской НГП региональной покрышкой служат глинистые и глинисто-карбонатные отложения тиманского и саргаевского горизонтов. Также роль зональных и региональных покрышек выполняют отдельные пачки аргиллитов, мергелей, глинистых известняков, и, видимо, доломитово-сульфатные пачки в верхнем ордовике.
Глубоким бурением первые признаки нефтенасыщенности были обнаружены в кварцевых песчаниках седьельской свиты в керне скважин Нибельской, Буркемской, Войвожской и Васькеркской площадей в пределах Омра-Лузской седловины. На территории Ижемской впадины также выявлены признаки нефтенасыщенности отложений нижнего ордовика.
Однако по причине отсутствия надежной покрышки в отложениях нижнего ордовика, нахождение промышленных залежей для данного НГК маловероятно.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Доманиково-турнейский карбонатный НГКвключает в себя карбонатные отложения франского, фаменского и турнейского ярусов. В литологическом отношении комплекс сложен известняками и доломитами. На территории изучаемого района промышленная нефтегазоносность открытых месторождений связана с образованиями рассматриваемого комплекса, являющегося основным объектом поисков и разведки на нефть и газ, и вмещающего весь объем промышленных запасов углеводородного сырья.
Характерной особенностью доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса является исключительное разнообразие слагающих его осадков, резкая изменчивость толщин в разных структурно-фациальных зонах, различные условия осадконакопления. В его составе развиты карбонатные, карбонатно-глинистые, песчано-алевритовые, кремнисто-глинисто-карбонатные породы.
Одним из наиболее важных поисковых объектов в пределах рассматриваемого комплекса являются установленные на различных стратиграфических уровнях рифогенные образования, формирование которых обусловлено возникновением, развитием и постепенным «отмиранием» доманиковой впадины, по бортам которой, на границе с мелководным шельфом существовали условия для преимущественного развития органогенных и краевых рифогенных построек барьерного типа.
Первооткрывательницей нефти в доманиковых рифогенных отложениях для данного региона явилась скв. 1-Низевая, где в 1986 году из интервала 2059-2066 м было получено 2.3 м3 нефти за 30 мин стояния на притоке. Залежь небольшая по размерам и запасам, высота составляет около 20 м. Тип залежи массивный сводовый, коллектор порового типа. Уровень ВНК принят на отметке минус 1955 м.
Глубоким поисковым бурением в 1989 году открыты еще два месторождения - Южно-Низевое и Макаръельское. НаЮжно-Низевом месторождении пробурена скв.4-Южно-Низевая, где при испытании в колонне интервала 2071.8-2074.8 м (абс. отм. минус 1929.0 –1932.0 м) получен приток нефти дебитом 61.2 м3/сут. Залежь массивная сводовая, высотой 30 м. На Макаръельском месторождении при перфорации интервала 2265-2286 м получен приток нефти Q=440 м3/сут. Залежь массивная сводовая, высота залежи 40 м. Породы ядра рифа сильно кавернозны, максимальная общая пористость достигает 20%. Тип коллектора поровый и каверново-поровый, открытая пористость составляет 10-13%, проницаемость – 108-289 мД.
Северо-западнее Демаельской структуры в 2001 году открыто Щельяюрское месторождение скважиной 13-Щельяюрская, пробуренной в присводовой части одноименного поднятия. Первоначально была выявлена залежь нефти в доманиковых отложениях верхнего девона. В 2003 г. на месторождении по результатам бурения скв. Щельяюр.-19 была выявлена залежь в сирачойских отложениях.
Южнее Демаельской площади расположено Южно-Седмесское месторождение, где выявлена залежь нефти, приуроченная к карбонатным отложениям сирачойского горизонта верхнего девона. Коллекторами являются доломиты порового, порово-кавернозного типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные глинисто-алевритистые породы сирачойского горизонта. В контуре нефтеносности расположены скважины 41 и 41/1, Бедамель-Седмесская-25. Значение пористости и нефтенасыщенности коллекторов, оцененное по данным ГИС, составляет 9.7% и 90%, соответственно. При испытании в колонне (инт. 2278.0-2269.0 м, абс. отм. минус 2016-2009 м) получен приток нефти дебитом 6 м3/сут на штуцере 3 мм. Уровень подсчета принят на абсолютной отметке минус 2025 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 41. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1.9 м. ВНК залежи не вскрыт.
На Демаельском месторождении выявлена одна залежь нефти в доманиковых отложениях.Залежь D3dm является массивной сводовой и приурочена к рифогенному массиву. Покрышкой для залежи служат глинистые отложения ветласянского горизонта.
Визейско-нижнепермский карбонатный НГК
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК включает в себя объем пород от визейского яруса до кунгура. Сложен преимущественно карбонатными отложениями с подчиненными прослоями глинисто-карбонатных и сульфатно-карбонатных образований.
Рассматриваемый комплекс характеризуется неплохими коллекторскими свойствами, что подтверждено получением притоков минерализованной воды из карбонатных отложений нижнего карбона (скв. 2-Чаркаю-Лунвож, 1-Чаркаю, 10‑Южная Чаркаю), среднего карбона (скв. 2-Низевая, 10‑Южная Чаркаю), нижней перми (1-Дзелядевская, 1-Восточная Чаркаю, 2‑Чаркаю-Лунвож, 3-Низевая, 1‑Лебединская, 1-Сосьянская и др.). Коллекторы представлены преимущественно доломитами и доломитизированными известняками, реже органогенными известняками. Тип коллектора порово-каверновый. В целом, ассельско-кунгурские отложения, совместно с образованиями карбона, представляют гидродинамически единый сложнопостроенный резервуар, на отдельных участках разделенный локальными, невыдержанными по площади глинистыми известняками с низкими экранирующими свойствами.
Для Демаельской площади по данным ГИС пробуренной скважины разрез верхневизейско-нижнепермского НГКобводнен. На площадях сопредельной Ронаельской ступени Ижма-Печорской синеклизы и Печорогородской ступени Печоро-Кожвинского мегавала из карбонатов нижней перми получен небольшой приток нефти с глинистым раствором (Q=0.3 м3). На Печоро-Кожвинском месторождении промышленно-нефтегазоносными являются отложения башкирского и серпуховского ярусов.
В целом, перспективы комплекса оцениваются невысоко, ввиду отсутствия региональных и зональных покрышек хорошего качества.
Пермско-нижнетриасовый терригенный НГК
Пермско-нижнетриасовый терригенный НГК выделяется в составе уфимского, казанского, татарского ярусов пермской системы, а также образований нижнего отдела триаса. В разрезе преобладают глинисто-алевритовые породы, которые рассматриваются в качестве локальных покрышек. Песчаные пласты-коллекторы, содержащиеся в этом комплексе, характеризуются резкой литологической изменчивостью и невыдержанностью по площади. Тем не менее, особенности геологического строения верхнепермского интервала осадочного чехла Ижемской впадины создают предпосылки для образования литологически ограниченных ловушек. В пользу перспективности НГК свидетельствуют открытые в верхнепермских отложениях месторождения нефти, а также различные нефтегазопроявления в пределах соседних тектонических элементов. Так, на Печоро-Кожвинском мегавале выявлены залежи газа в литологически-экранированных ловушках уфимских отложений. Установлено, что они приурочены к полосовидным зонам развития русловых фаций подобно тем, которые выявлены по волновой картине в районе скв.5-Южно-Пычская. На Печорокожвинском месторождении установлены три небольшие залежи в уфимских отложениях верхней перми: газовые – в пластах Б и I и газонефтяная, приуроченная к пласту III. На Югид-Соплесском месторождении в этих же отложениях (пласт Р2) открыта залежь нефти. В пределах Среднепечорского поперечного поднятия небольшие газовые залежи в линзовидных песчаниках верхней перми известны на Аранецкой и Войской структурах. На Западно-Соплесском месторождении из этих отложений в скв. 1 – Усть-Воя получен приток газа.
Характеристика залежи нефти в доманиковых отложениях D3dm
Залежь нефти Демаельского месторождения вскрыта двумя скважинами: поисковой скважиной 1-Демаельская и разведочной скважиной 2-Демаельская.
Залежь D3dm массивная, сводовая, приурочена к рифогенному массиву. Размеры залежи составляют 4,0 х 1-2,25 км.
Покрышкой для залежи служат глинистые отложения ветласянского горизонта толщиной 14 м.
Коллекторами являютсяизвестняки, доломиты и их переходные разности преимущественно со сложным строением емкостного пространства за счёт кавернозности и присутствия трещиноватости.
В скважине 1 нефтенасыщенные отложения вскрыты в интервале глубин 2256,8– 2272,2 м (абс. отм. минус 2161,8-2177,2 м), где выделяется 5 проницаемых прослоев толщиной 0,7-1,7 м. Суммарная их толщина составляет 10,8 м.
В скважине 2 нефтенасыщенные отложения вскрыты в интервале глубин 2265,2 – 2272,6 м, где выделяется 4 проницаемых прослоя толщиной 0,6 -1,0 м. Суммарная их толщина составляет 5,7 м.
Рис.1. Схема опробования продуктивных доманиковых отложений
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина в целом по залежи составляет 4,4 м.
Установленный этаж нефтеносности 22 м.
В предыдущем подсчёте запасовВНК принят на отметке минус 2177 м по данным интерпретации ГИС с учетом результатов опробования испытателем пластов в открытом стволе. В настоящем подсчёте запасов ВНК не изменился и подтверждён данными интерпретации ГИС и результатами опробования скважины 2.
При испытании в эксплуатационной колонне в доманиковых отложениях в скважине 2-Демаельская, после СКО, из интервала 2265-2267 м (а.о. минус 2168,4-2170,4 м; I объект) получен приток нефти. Дебит нефти составил 9,6 м3/сут на штуцере 5 мм при депрессии на пласт 1,19МПа.
Начальное пластовое давление на глубине 2265 м равно 25,21 МПа, пластовая температура 73.2 ºС.
Нефть лёгкая, малосмолистая, асфальтенистая, парафинистая, среднесернистая.
Источник:и Оперативный подсчёт запасов залежи нефти доманиковых отложений Демаельского месторождения по состоянию 01.04.2017 г. Договор № 6070/17Y0142. Борщевская Н.И., Кузнецов Н.И., Попов И.А., и др. 2017