Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1988
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 6.43 км²
Дюсушевское месторождение
В 1987 году открыто Дюсушевское месторождение, первооткрывательницей которого является скважина 58-Дюсушевская. При испытании верхнедевонских отложений в открытом стволе получены притоки нефти дебитом от 332 м3/сут до 598 м3/сут.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза осадочного чехла
Осадочный чехол исследуемого участка работ изучен в разрезах скважин от отложений нижнего силура до четвертичных. Нижнесилурийские отложения вскрыты скважинами 55, 60, 61 - Дюсушевские. За пределами участка работ на территории деятельности ООО «Компания Полярное Сияние» скважиной 1-Большеземельская вскрыты отложения верхнего ордовика.
Характеристика отложений осадочного чехла приводится ниже с использованием литолого-стратиграфического описания разрезов, представленного в отчётах ТП НИЦ [Перемышленникова, 2006 ф; Мартынов и др., 2001 ф; Белякова, 1989 ф; Важенин, 1991 ф] и ГП "Архангельскгеология" [Юрьева, 1992 ф], с учётом интерпретации ГИС, полевых
Рис. 1. Сводный геолого-геофизический разрез Дюсушевской площади (скв. 56, 55-Дюсушевские)
описаний керна скважин, имеющихся у специалистов ООО "Компания Полярное Сияние". Использовались региональные стратиграфические схемы ордовика и силура Восточно-Европейской платформы [Решение…, 1987], и Урала [1990], девонских, каменноугольных, пермских [Решения…, 1990] и триасовых отложений [Решение…, 1979].
Ордовикская система – О
На участке отчётных работ ордовикские отложения не вскрыты. Ближайшими скважинами, вскрывшими отложения ордовика являются 1-Большеземельская, 26-Восточно-Харьягинская и 1-Хорейверская. В скв. 1-Хорейверская ордовик представлен всеми тремя отделами, а вскрытая мощность достигает 596 м.
Детальная характеристика ордовикских отложений по указанным выше скважинам приведена в отчёте Н.В. Перемышленниковой 2006 г.. Установлено, что мощности свит увеличиваются почти в три раза от скв. 26-Восточно-Харьягинская к 1-Хорейверская. Распределение мощностей в среднем-верхнем ордовике контролировалось положением древнего Большеземельского палеосвода.
С кровлей верхнего ордовика связан ОГ V, стратиграфическая привязка которого обоснована в скв. 1-Хорейверская.
Силурийская система – S
Силурийские отложения с несогласием залегают на верхнеордовикских и включают на изучаемой территории отложения только нижнего отдела. Верхнесилурийские отложения появляются в разрезах силура восточнее, за пределами территории деятельности ООО «Компания Полярное Сияние».
В разрезе нижнего силура установлены лландоверийский и венлокский ярусы.
Лландоверийский ярус – S1l
Лландоверийский век характеризуется расширением трансгрессии, начавшейся в конце позднего ордовика (салюкинское время) со стороны Уральского палеоокеана. Область морской седиментации в раннем силуре значительно расширяется относительно позднеордовикской [Важенин и др., 1993 ф]. Салюкинская свита представляет начально- трансгрессивную часть цикла, джагальский горизонт лландоверийского яруса отвечает максимальному развитию трансгрессии, филиппъельский горизонт - регрессии.
Отложения джагальского горизонта представлены макарихинской свитой и сложены карбонатными породами, формирование которых происходило в мелководно-морских условиях.
По литологическим, промыслово-геофизическим и палеонтологическим характеристикам джагальский горизонт делится на две пачки (нижне- и верхнемакарихинскую подсвиты).
Нижнемакарихинская подсвита представлена вторичными доломитами, в кровле и подошве выделены маломощные прослои глинисто-алевритисто-карбонатных пород, отчетливо выраженных на кривых ГК и прослеживающихся в разрезах всех скважин, что позволило считать их реперами (снизу вверх) R-I и R-II [Никонов и др., 1991 ф]. Мощность подсвиты в полных разрезах изменяется от 31 м (скв. 26-Восточно-Харьягинская) до 40 м (скв. 1-Хорейверская). В пределах изучаемого участка нижнемакарихинская свита частично вскрыта в скв. 61-Дюсушевская, в самом низу разреза которой отчетливо фиксирует репер R-II.
Отложения верхнемакарихинской подсвиты вскрыты уже большим количеством скважин: 51-, 52-, 101 – Восточно-Колвинские и 55-, 60-, 61- Дюсушевские. Подсвита представлена вторичными слабоглинистыми доломитами слоистой и массивной текстуры. Доломиты коричнево-серые, мелкосреднезернистые, стололитизированные, плотные и пористые, трещиноватые. В полных разрезах мощности верхнемакарихинской подсвиты составляют 138¸144 м (183-Акилтынская, 61-Дюсушевская).
На поверхность размыва отложения макарихинской свиты выходят западнее участка работ. В этой зоне (скв. 26-Восточно-Харьягинская, скв. 1 и 2-Кывтанские) отложения подверглись интенсивной доломитизации, перекристаллизации и выщелачиванию.
Сандивейская свита сложена преимущественно вторичными доломитами, тонко-мелкозернистыми, прослоями средне-мелкозернистыми, плотными и пористыми, участками и прослоями выщелоченными.В полных разрезах в кровле и подошве свиты выделены пачки, представленные доломитами, с послойно распределенным глинисто-алевритовым материалом (реперы R-V и R-IV [Никонов и др., 2001 ф]), средняя часть сандивейской свиты (70¸90 метров) сложена преимущественно вторичными доломитами неравномерно пористо-кавернозными.
В позднелландоверийское время морской бассейн, в целом, становится более мелководным, в составе отложений появляются прослои, обогащенные глинисто-алевритовым материалом, что отражается на кривых ГК. Более широкое распространение, по сравнению с джагалским горизонтом, получают строматолиты.
Территория участка работ, судя по данным бурения, представляла собой зону выхода на поверхность предраннефранского размыва отложений сандивейской свиты. Ее присутствие установлено во всех скважинах, вскрывших силурийские отложения: 51-, 52-, 100-, 101 – Восточно-Колвинские и 55-, 60-, 61- Дюсушевские. Мощности свиты значительно изменяются по площади - от 42,3 м в скв. 61-Дюсушевская до 95,5 м в скв. 52-Восточно-Колвинская - в связи с размывом верхней части отложений. Судя по кривым ГИС, под размыв выходят отложения средней пачки сандивейской свиты, а внизу разреза присутствует репер R-IV.
В западном направлении предполагается сокращение мощностей свиты, вплоть до полного выклинивания за пределами участка работ, в восточном – наращивание мощностей и увеличение стратиграфической полноты разреза.
Мощности полных разрезов свиты известны в скважинах 1-Вост.-Мусюршорская и 1-Хорейверская. Там они составляют 117 м и 121 м соответственно.
Венлокский ярус – S1v
В Тимано-Печорской провинции венлокский ярус соответствует седъельскому горизонту в объёме веякской свиты. Отложения веякской свиты вскрыты в скважинах 42-Ошкотынская, 4-Центрально-Хорейверская, 1-Восточно-Мусюршорская и 1-Хорейверская, расположенных восточнее участка работ. В скважинах изучаемого участка отложения веякской свиты отсутствуют.
К кровле размытых силурийских отложений возраста приурочен отражающий горизонт III-IV, имеющий весьма устойчивую динамическую выразительность на всей площади работ.
Девонская система – D
Девонские отложения трансгрессивно залегают на нижнесилурийских и представлены только франским и фаменским ярусами верхнего девона. Позднедевонская эпоха характеризуется широким распространением мелководно-морских условий осадконакопления. Отложения представлены преимущественно карбонатными породами.
На территории работ девонские отложения вскрыты всеми пробуренными скважинами. Мощности изменяются от 794 м до 906 м. До 974 м увеличиваются мощности на расположенной восточнее Ардалинской площади.
Франский ярус – D3f
Согласно унифицированной схеме девонских отложений (1990 г.) франский ярус подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний.
На территории работ франский ярус представлен в сокращенном объёме в виде среднего и верхнего подъярусов. Установлено отсутствие отложений нижнего подъяруса в составе яранского, джьерского и большей части тиманского горизонтов.
Нижний-средний подъярусы – D3f1-2
Позднетиманское время характеризуется началом новой крупной трансгрессии морского бассейна, охватившей после значительного перерыва практически всю ТПП, за исключением наиболее приподнятой части Большеземельского палеосвода. В условиях мелководного бассейна с нормальной соленостью отлагались преимущественно карбонатно-глинистые илы.
Присутствие отложений тиманского горизонта установлено в скважинах за пределами исследуемой площади: в скв. 26-Восточно-Харьягинская (25 м) и 70-Шорсандивейская (23 м). На изучаемом участке могут присутствовать тиманские отложения только весьма незначительных мощностей (первые метры). Тем не менее, в связи с недостаточным стратиграфическим обоснованием отложения поддоманиковой части верхнего девона индексируются нами в данном отчете как тиманско-саргаевские.
Саргаевское время отражает нарастание трансгрессии. Отложения саргаевского горизонта присутствуют повсеместно и представлены в скважинах известняками глинистыми, скрыто-тонкокристаллическими с прослоями мергелей и аргиллитов. Породы серые до черно-серых, плотные, непроницаемые с хорошими изолирующими свойствами.
На участке отчётных работ мощности отложений тиманского-саргаевского горизонтов изменяются от первых метров до 42 м (скв. 101-Восточно-Колвинская).
Доманиковый горизонт – D3dm.
Доманиковое время характеризуется развитием обширной эпиконтинентальной впадины с режимом некомпенсированного осадконакопления. Во впадине накапливались осадки доманикового типа – чёрные и тёмно-коричневые тонкослоистые битуминозные известняки, кремнеизвестняки, силициты. Такой тип отложений вскрыт скважинами 26-Восточно-Харьягинская, 1-Хорейверская, 1-Восточно-Мусюршорская, а также непосредственно на участке работ скважинами на Дюсушевской и Восточно-Колвинской площади. Депрессионные отложения характеризуются минимальными мощностями. Так, в скв. 26-Вост.-Харьягинская они составляют всего 4 м, на Дюсушевской площади 7¸13 м, на Восточной Колве увеличиваются до 14-19 м. Таким образом, намечается тенденция увеличения мощности в северном направлении по площади работ.
В пределах палеоподнятий доманиковой впадины условия осадконакопления были более мелководными.
Шельфовый мелководный тип разреза доманикового горизонта вскрыт скважинами на Ардалинской (скв. 45), Ошкотынской и Центрально-Хорейверской площадях, где он представлен переслаиванием известняков и доломитов с многочисленной фауной, с включениями ангидрита. Известняки от светло– до темно–серых, плотные, крепкие, органогенно–детритовые, массивные, средне– и мелкокристаллические, кавернозные. Доломиты темно–коричневые до бурых, скрытокристаллические, кавернозные с включениями ангидрита.
На палеоподнятиях в доманиковое время начинается рост органогенных построек (Сандивей-Мусюршорская). Рифогенный разрез керном освещен в скв. 9-Сандивей (долб. 6-16), где пройдены доломиты светло-серые с реликтово-водорослевой текстурой. Скважиной вскрыта ядерная часть рифа, где основными рифостроителями являются водоросли. Наличие сульфатов, подчеркивающих водорослевые колонии, говорит о возможном развитии осолоняющейся лагуны в постдоманиковое время [Перемышленникова, 2001 ф]. Рифогенный тип разреза доманика характеризуется увеличением мощностей: до 56 м в скв. 183-Акилтынская и 69 м в скв. 50-Северо-Мусюршорская. В зонах рифов и отмелей покрышки для возможных залежей в карбонатных коллекторах доманикового горизонта отсутствуют.
С кровлей доманиковых отложений связано формирование ОГ IIIdm. Горизонт меняет свою выразительность по площади работ. Его устойчивое прослеживание по площади затруднено в связи с малыми мощностями доманиковых отложений.
Верхний подъярус – D3f3
В составе верхнего подъяруса выделяются ветласянский, сирачойский, евлановский и ливенский горизонты. На изучаемой территории выделяется большое разнообразие обстановок осадконакопления: мелководно-шельфовые, рифогенные, депрессионные и толщи заполнения, частично компенсирующие впадины, заложившиеся в доманиковое время.
Ветласянские отложения представлены карбонатно-глинистой толщей заполнения и выделяются по данным ГИС высокими значениями радиоактивности, увеличенным диаметром ствола скважины, положительными значениями ПС. В составе толщи на изучаемой площади уверенно выделяются 2 пачки: нижняя, выполненная переслаиванием известняков темно–серых, глинистых, плотных, мелкокристаллических и аргиллитов темно–серых плотных известковистых, и верхняя, выполненная практически одними аргиллитами, аналогичными слагающим нижнюю часть. Мощность ветласянской толщи по данным бурения изменяется от 95 м в скв. 100-Восточно-Колвинская до 173 м в скв. 51-Восточно-Колвинская.
Отсутствие ветласянских отложений установлено в скважинах за пределами изучаемой площади: в скважине 42-Ошкотынская и 4-Центрально-Хорейверская. Также отсутствуют ветласянские отложения в пределах Сандивейской банки [Климентьева и др., 2007 ф], где сирачойские рифогенные известняки непосредственно перекрывают доманиковые преимущественно мелководные отложения.
Неразделенные сирачойский + евланово-ливенский горизонты
Расчленение сирачойского и евлановско-ливенского горизонтов, ввиду отсутствия палеонтологического материала, проводится условно, по данным ГИС.
Признаки перерывов в теле сирачойско-евлановско-ливенского рифа отмечаются в керне по наличию пестрых карбонатных галек (скв. 40-Сандивей, долб. 5-10)
Общая мощность верхнефранского подъяруса изменяется в значительных пределах, что связано с различными условиями осадконакопления: от мелководно-шельфовых, рифогенных до депрессионных. Максимальными мощностями характеризуются рифогенные отложения, минимальными – депрессионные. Скважинами в пределах изучаемой площади вскрыты преимущественно рифогенные отложения значительной мощности. Отложения представлены доломитами вторичными, светло-серыми с реликтово-органогенной структурой, известняками сгустково-комковатыми, пятнисто доломитизированными и сульфатизированными, с прослоями и линзами ангидритов и ангидрито-доломитов, водорослевыми, неравномерно пористо-кавернозные и трещиноватыми. На отдельных участках по порам и кавернам наблюдаются примазки темно-коричневого битума. Органические остатки представлены редкими брахиоподами, криноидеями, одиночными кораллами.
В этой части разреза развиты пласты–коллекторы гранулярного типа, с пористостью до 25%.
Мощности нерасчлененных сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов изменяется в скважинах от 303 до 394 м. Минимальными мощностями среди изученных разрезов (206 м) отличается скв. 55-Дюсушевская, вскрывшая шлейфовый тип отложений склоновой части постройки, представленный переслаиванием био-литокластовых (обломочных) и глинистых известняков с прослоями мергелей и аргиллитов.
Депрессионный тип разрезы вскрыт за пределами участка работ скважиной 1-Восточно-Мусюршорская. Там мощности отложений составляют 60 м.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус на участке работ присутствует в объёме двух подъярусов: нижнего (задонский и елецкий горизонты) и среднего (усть-печорский горизонт). Формирование отложений происходило на фоне регрессии морского бассейна, которая прерывалась этапами трансгрессий. С трансгрессивными этапами связано формирование рифогенных построек. При отступлении моря в глубоководных впадинах формировались толщи заполнения (волгоградская, виссертинская).
Мощности фаменских отложений изменяются от 253 м в скв. 4-Дюсушевская до 450 м. Наименьшие мощности характерны для сводовых частей поднятий, закартированных по кровле фаменских отложений и отражающим горизонтам, связанным с отдельными пластами в толще фаменских отложений.
Нижний подъярус – D3fm1
Задонский горизонт – D3zd.
Нижнезадонскому интервалу соответствует монотонная карбонатно-глинистая толща, формировавшаяся на борту относительно глубоководной впадины и рассматривающаяся как толща заполнения.
Осадконакопление в пределах Дюсушевского, Восточно-Колвинского, Ардалинского рифовых массивов, а также в районе Сандивейской банки началось в позднезадонское время. Позднефранские рифы практически без смещения в плане наращивались позднезадонскими.
По описанию керна скважины 2-Восточно-Колвинская (долб. 5, интервал 3382,30 ¸ 3391,60 м) задонские отложения представлены известняком водорослевым со сферово-узорчатой и сгустково-комковатой структурой, трещиноватым, участками порово-кавернозным. Текстура слоистая, узорчатая, строматолитоподобная, пятнистая, порово-кавернозная и пористая, трещиноватая и стилолитовая.
Маломощные депрессионные отложения задонского горизонта входят в состав кочмесской толщи, вскрытой за пределами участка работ в скв. 1-Вост.-Мусюршорская и 1-Хорейверская. Там они представлены неравномерным переслаиванием известняка серого и тёмно-серого тонкозернистого, глинистого и аргиллита тёмно-коричневого, слабо известковистого, битуминозного, плитчатого. Порода плотная, крепкая
На Ошкотынской, Ардалинской, Восточно-Колвинской и Дюсушевской площадях в верхнезадонских отложениях выделяются, с различной степенью обоснованности, пласты ДФ0 и ДФ1. Корреляция пластов в скважинах указанных площадей представлена в отчетах, выполненных ранее ООО "Парадайм Геофизикал" [Винниковский, 2006 ф], а также ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка» [Климентьева, 2007 ф; Лавренова , 2008 ф].
В пределах отчётной площади работ пласты ДФ0 и ДФ1 прослеживаются уверенно на Дюсушевской палощади. Пласт ДФ0 имеет здесь отчетливые границы и однотипную литологическую характеристику. Выделяется относительно выше- и нижележащих пластов понижением показаний НГК, увеличением DT. Мощности пласта составляют 13¸35м.
Вышезалегающий пласт ДФ1 характеризуется увеличением плотности, уменьшением показаний акустического каротажа. Мощности пласта достигают 66 м.
Весьма схожие с вышеописанными пласты выделяются в скважинах 51- и 52-Восточно-Колвинского месторождения. В других скважинах, вскрывших эту часть разреза на Восточно-Колвинском месторождениии, наблюдается значительное разрастание мощностей пласта ДФ0 и уменьшение мощностей ДФ1 и изменение свойств пластов, затрудняющее их идентификацию (Граф. 36).
Мощности задонских отложений изменяются в скважинах от 22 м на Дюсушевском месторождении до 100 и более метров на Восточно-Колвинском.
Елецкий горизонт – D3el
На территории Центрально-Хорейверского, Ошкотынского, Ардалинского, Восточно-Колвинского и Дюсушевского месторождений отложения елецкого возраста имеют органогенное происхождение и формировались в мелководно-шельфовых условиях.
В этой части разреза в скважинах Дюсушевского и Восточно-Колвинского месторождений выделяются пласты, индексируемые как ДФ2 и ДФ3 [Винниковский, 2004 ф].
Пласт ДФ2 является промышленно нефтеносным и характеризуется пониженными значениями НГК и повышенными DT. Мощность пласта ДФ2 изменяется от 18 м до 84 м, преобладающие значения мощностей 40-50 м.
По описанию керна скважины 2-Восточно-Колвинская (долб. 1, интервал 3362,5¸3365,8 м) продуктивные отложения пачки ДФ2 представлены известняком водорослевым слоистым сферово-узорчатым с прослоями известняков сферово-сгустковой, сгустково-комковатой и полифитной структуры.
Кровля пласта ДФ2 находит отражение в волновом сейсмическом поле в виде отрицательной фазы слабой интенсивности. Выше пласта ДФ2 залегает пласт ДФ3, являющийся, скорее всего, полупокрышкой.
На Дюсушевской площади мощности пласта ДФ3 достигают 102 м. В нижней части он сложен плотными известняками. В верхней части увеличивается глинистость, что отражается на кривых ГК. В целом, в его составе преобладают плотные карбонатные породы. В северном направлении мощности пласта существенно сокращаются. В скважинах Восточно–Колвинского месторождения мощности пласта ДФ3 не превышают 40 м, а в самой приподнятой части сокращаются до 8.8 м (скв. 3-Восточно-Колвинская). Пласт полностью сложен плотными разностями и не отличим от перекрывающего его пласта ДФ 5 (Граф. 36). Не исключено отсутствие пласта в скважинах 2-, 3- и 4-Восточно-Колвинских.
На Ардалинском и Ошкотынском месторождениях в кровле елецких отложений выделяется ещё один пласт-коллектор, индексируемый ДФ4.
По описанию керна скважины 45-Ардалинская (интервал 3308 м – 3352 м) продуктивные отложения пачки ДФ4 представлены пористо-проницаемыми обломочными и сферово-водорослевыми известняками. В керне наблюдается чередование пористых, пористо-каверновых и плотных известняков. В пористо-проницаемых разностях преобладает унаследованное выщелачивание. В плотных известняках отмечается интенсивная кальцитизация, снижаются емкостные свойства, и наблюдается развитие отдельных каверн. В пласте ДФ4 преобладают коллектора с порово-каверново-трещинного типа.
К югу от площади работ скважиной 1-Восточно-Мусюршорская вскрыты толщи заполнения елецкого возраста, представленные переслаиванием известняков пепельно-серых, скрытозернистых, глинистых с мергелями. Породы плотные, плитчатые, хрупкие.
Средний подъярус – D3fm2
Среднефаменскому подъярусу соответствует усть-печорский субрегиональный горизонт.
Усть-печорский горизонт - D3up
Отложения усть-печорского горизонта формировались в условиях мелководного бассейна.
В усть-печорских отложениях на территории работ выделяются пласты ДФ5 и ДФ6.
Пласт ДФ5 сложен известняками серыми, плотными, стилолитизированными, трещиноватыми, слойчатыми. Отмечаются циоанобионтные постройки и их обломки. Повсеместно развиты стилолиты и трещины. На Дюсушевском месторождении мощности пласта составляют 35-50 м. В северной части Восточно-Колвинского месторождения мощность пласта сокращается до 30 м. В верхней части пласт ДФ5 имеет практически однотипную характеристику в разрезах всех скважин, что позволяет предположить и одинаковые условия осадконакопления на всей территории. Эта часть разреза проиндексирована нами на схемах корреляции как ДФ5-3. Ниже в разрезах скважин выделены ДФ5-2 и ДФ5-1, достаточно уверенно прослеживающиеся от скважин Дюсушевской площади к Восточно-Колвинской. Существенное сокращение мощностей ДФ5-2 и ДФ5-1 наблюдается в северной части Восточно-Колвинской площади.
Суммарные мощности отложений выше кровли проницаемого пласта ДФ2 до кровли пласта ДФ5 плавно изменяются по скважинам на площади работ от 90 м на Дюсушевском месторождении до 30-35 м в северной части Восточно-Колвинского.
В составе залегающего выше пласта ДФ6 преобладают известняки плотные, крепкие, неравномерно глинистые, слабо доломитизированные. Наблюдаются минерализованные трещины, заполненные карбонатом. Повсеместно присутствуют стилолиты. Открытые трещины немногочисленны и, в основном, развиты по стилолитам. Некоторые трещины в нижней части долбления характеризуются присутствием битума. Мощности пласта мало меняются на Дюсушевском месторождении и составляют 50-60 м, На Восточно-Колвинском сохраняется та же тенденция в распределении мощностей. Минимальные мощности фиксируются в скв. 3-Восточно-Колвинская (25.5 м).
По данным ГИС пласты характеризуются как слабопроницаемые.
К кровле пласта ДФ6 в волновом сейсмическом поле приурочен одноименный отражающий горизонт, прослеживание которого проводится по отрицательной фазе средней интенсивности.
Выше залегает пласт ДФ7, также представленный преимущественно карбонатными отложениями. Пласт ДФ7 выделен условно по положению в разрезе и может относиться к верхнему фамену [Климентьева и др., 2007 ф], что и отражено на схемах корреляции разрезов скважин (Граф. 36). Отложения ДФ7 по описанию керна скважины 47-Ардалинская (долб. 8, интервал 3140,9¸3149,8 м) представлены известняком мелкокристаллическим, участками доломитизированным, плотным, крепким, встречаются остатки фауны и включения кристаллического кальцита, участками трещиноватым.
На отчётном участке работ суммарные мощности пластов ДФ6 и ДФ7 изменяются в меньших пределах и составляют 109-166 м.
К кровле верхнедевонских отложений приурочен ОГ II-III, имеющий высокую интенсивность и хорошую выразительность на всей территории работ.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения на исследуемой территории представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В разрезе преобладают карбонатные отложения.
Мощность отложений по данным бурения на территории работ составляет 441¸513 м и увеличиваются в 48-Ардалинская до 560 м.
Породы, слагающие разрез каменноугольных отложений в пробуренных скважинах, соответствуют типовым разрезам, описанным Мартыновым А.В. в 2001 г.
Нижний карбон - С1.
Нижнекаменноугольные отложения в разрезах исследуемой площади развиты в объёме визейского и серпуховского ярусов. На территории работ отсутствуют отложения турнейского яруса и кожимского надгоризонта нижнего визе, эти отложения присутствуют только на севере Хорейверской впадины. [Мартынов, 2001 ф].
Отсутствие турнейских и нижневизейских отложений на большей части современной Хорейверской впадины объясняется существованием обширного Большеземельского палеосвода и мелководно-шельфовыми условиями осадконакопления с частыми регрессиями и размывом отложений.
Мощность отложений нижнего карбона изменяется по площади в пределах 293-367 м. В скв. 48-Ардалинская мощности увеличиваются до 412 м.
Визейский ярус - C1v
Верхневизейский подъярус – C1v2
Окский надгоризонт – C1ok
Окский надгоризонт сложен известняками и доломитами с прослоями глин. В его составе выделяются отложения тульского горизонта и нерасчлененные алексинско-михайловско-веневские. Керном отложения не охарактеризованы. Формирование визейских отложений происходило в мелководно-шельфовых условиях на своде обширного Большеземельского палеоподнятия.
Тульский горизонт – C1tl
Тульский горизонт залегает со стратиграфическим перерывом на отложениях нижнефаменского подъяруса верхнего девона. Представлен неравномерным чередованием известняков и доломитов с прослоями глин и алевролитов в основании. По описанию керна скважины 60-Мусюршорская, (интервал 2881,8¸2893,1 м) отложения представлены известняками серыми, биоморфными и биоморфно-детритовыми, участками органогенно-обломочными, доломитизированными и доломитами неравномерно глинистыми, плотными, трещиноватыми.
Алексинский + михайловский + веневский горизонты - C1al+mh+vn
Нерасчлененные алексинско-михайловско-веневские отложения представлены известняками и доломитами с прослоями аргиллитов в основании и маломощными прослоями и линзами ангидрита. Породы трещиноватые, плотные, крепкие. Каверны и трещины заполнены сульфатом.
Серпуховский ярус – C1s
Отложения серпуховского яруса распространены повсеместно на территории Хорейверской впадины.
В составе серпуховского яруса выделяются два подъяруса: нижний и верхний, соответствующие заборьевскому и старобешевскому надгоризонтам.
Формирование нижнесерпуховских отложений происходило в мелководных условиях морской лагуны с повышенной соленостью, что обусловило накопление сульфатно-доломитовой толщи. В позднесерпуховское время устанавливаются морские условия с нормальной соленостью бассейна, в результате чего происходит накопление биоморфных и биоморфно-детритовых карбонатых илов.
Мощность отложений нижнего карбона изменяется по площади в пределах 192- 237 м.
Нижнесерпуховский подъярус - C1s1
Заборьевский надгоризонт - C1zb
Тарусский + стешевский горизонты – C1tr+st
Нижнесерпуховские отложения выделены в объёме нерасчлененных тарусского и стешевского горизонтов и представлены неравномерным чередованием доломитов, ангидритов, известняков и реже мергелей. Нижняя граница принята в основании пласта с высокой гамма активностью, который является региональным репером.
Литологически нижнесерпуховский подъярус подразделяется на две толщи: нижнюю, менее мощную, известково-доломитовую и верхнюю - доломитово-сульфатную. Нижнюю толщу слагают доломиты с реликтово-органогенной структурой, сульфатизированные, неравномерно битуминозные, плотные, крепкие, прослоями мелко-кавернозные. Встречаются тонкие пропластки светло-серых ангидритов и мергелей. Мощность подангидритовых отложений составляет 40¸50 м. Верхнюю высокоомную сульфатно-карбонатную толщу слагают неравномерно переслаивающиеся ангидриты и доломиты. Подангидритовая толща является перспективной в отношении нефтеносности. В северной части Тимано-Печорской провинции залежи нефти известны на Лабоганском, Седьягинском и Южно-Шапкинском месторождениях. В южной части Тимано-Печорской провинции притоки нефти получены на Мастеръельской и Северо-Мастеръельской площадях. На Ошкотынском нефтяном месторождении при бурении скважины 20-Ошкотынская наблюдались прямые признаки нефтенасыщенности, в виде пленки нефти и пузырьков газа в буровом растворе. Пористость по ГИС составляет 14%. Опробование в этой части разреза не проводилось. Отобранные образцы шлама представлены пористыми доломитами с признаками нефтенасыщения. По результатам капельного люминесцентного анализа шлам насыщен тяжелой смолисто-асфальтеновой нефтью.
К кровле отложений тарусско-ссерпуховского горизонта приурочен ОГ IIt+st, представляющий собой интенсивное отражение, уверенно прослеживающееся по территории участка.
Верхнесерпуховский подъярус – С1s2
Старобешевский надгоризонт – C1sb
Протвинский + запалтюбинский + вознесенский горизонты – C1pr+zt+vz
Верхнесерпуховские отложения в Хорейверской впадине присутствуют в объёме нерасчлененных протвинского, запалтюбинского и вознесенского горизонтов, представленных карбонатными отложениями.
Нижняя граница подъяруса уверенно определяется в Хорейверской впадине по резкой смене высоких сопротивлений на более низкие и увеличению значений ГК при переходе из сульфатно-доломитовой толщи нижнесерпуховского подъяруса в глины и обломочные конгломератовидные известняки в подошве верхнесерпуховского. По описанию керна скважины 63-Мусюршорская отложения представлены известняками органогенно-детритовыми, прослоями водрослевыми, окремненными, плотными, крепкими и доломитами известковистыми, прослоями сильно пористыми. Каверны выполнены бурым битумом и светло-серым кальцитом. Трещины и частично каверны залечены сульфатами.
Средний карбон - С2
Средний карбон на территории Хорейверской впадины развит в объёме башкирского и московского ярусов. Разрез сложен карбонатными породами с прослоями глин и аргиллитов.
Формирование отложений происходило в условиях мелководного шельфа с выровненным рельефом. Колебания уровня моря приводили к перерывам в осадконакоплении.
В скважинах Хорейверской впадины устанавливается перерыв между башкирским и московским ярусами. Верхнебашкирские отложения в большинстве разрезов отсутствуют.
Мощность отложений среднего карбона изменяются по площади в пределах 46-71 м и увеличиваются в скв. 48-Ардалинская до 81 м.
Башкирский ярус – С2b
Башкирские отложения практически на всей территории Хорейверской впадины представлены только нижним подъярусом.
Отложения яруса представлены известняками, реже доломитами с прослоями глинистых известняков и глин. Породы преимущественно плотные, крепкие, но участками встречаются пористо-кавернозные рыхлые разности.
Московский ярус – С2m
Отложения московского яруса в пределах рассматриваемой территории с размывом залегают на башкирских и присутствуют в объёме нижнего и среднего подъяруса.
Нижняя граница яруса проходит в основании высокоомной пачки, которая подстилается проницаемыми известняками башкирского яруса.
Отложения московского яруса представлены известняками, в нижней части участками глинистыми с прослоями аргиллитов. По всему разрезу встречаются прослои выщелоченных мелко-кавернозных доломитизированных известняков и вторичных доломитов с реликтово-органогенной структурой. Высокая гамма-активность пород московского яруса объясняется [Мартынов и др., 2001ф] не столько наличием глинистого материала, сколько присутствием багряных водорослей, являющихся здесь породообразующими.
Верхний карбон - С3
Верхнекаменноугольные отложения в Хорейверской впадине залегают с размывом на образованиях среднего карбона и имеют, вероятно, сокращенный стратиграфический объём.
По описанию керна скважины 70-Шорсандивейская (д. 6, инт. 2485,3¸2492,3 м) верхнекаменноугольные отложения представлены известняками светло-серыми и темно-серыми с буроватым, участками с голубоватым оттенками (темно-серый и голубоватый оттенки за счёт неравномерной глинистости и окремнения, окремненные участки ограничены трещинами и микротрещинами), органогенно-обломочными, неравномерно перекристаллизованными, детритовыми, мелко-тонкозернистыми и пелитоморфными, с криноидеями, брахиоподами, водорослями, кораллами, мшанками, с горизонтальными стилолитовыми швами, стилолитоподобными трещинами и микротрещинами, выполненными темно-серым до черного глинисто-битуминозным материалом, с вертикальными микротрещинами, выполненными буровым раствором и коричневой нефтью, с кавернами, залеченными светло-серым кальцитом, прослоями переходящими в кремень серый с голубоватым оттенком. Отмечаются включения глауконита. Порода плотная, крепкая.
Мощности отложений верхнего карбона изменяются по площади от 67 до 92 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы в Хорейверской впадине выделены в полном объёме. Нижний отдел сложен карбонатными и карбнатно-терригенными породами, формировавшимися в условиях морского бассейна, верхний сложен преимущественно терригенными породами, образование которых происходило в прибрежно-морских и континентальных условиях.
Нижняя граница пермской системы проводится по смене высокоомных известняков верхнего карбона на глинистые известняки и мергели.
Верхняя граница системы проводится в подошве базального пласта нижнего триаса, сложенного полимиктовыми песчаниками, алевролитами, с маломощными прослоями конгломератов.
Мощность пермских отложений на участке работ изменяется от 768 до 835 м.
Нижняя пермь - Р1
Нижнепермские отложения выделены в объёме нерасчлененных ассельского и сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.
Мощность отложений изменяется от 400 до 498 м.
Ассельский + сакмарский ярусы – P1a+s
В нерасчлененных отложениях ассельского и сакмарского ярусов отчётливо прослеживаются две литологические пачки.
Нижняя пачка сложена известняками с прослоями мергелей. Верхняя пачка представлена аргиллитами с прослоями мергелей и глинистых известняков.
Залежи в ассель-сакмарских отложениях установлены на Сандивейском, Веякошорском месторождениях юга Хорейверской впадины. В качестве покрышки могут рассматриваться сакмарские глинистые отложения.
Мощности ассель-сакмара не превышает 44-х метров.
С кровлей ассельско-сакмарских отложений связано формирование ОГ Ia.
Артинский ярус – P1ar
Отложения артинского яруса выделены в объёме нижнего и верхнего подъярусов, и представлены комплексом терригенно-карбонатных отложений.
В составе отложений артинского яруса по материалам ГИС отчётливо прослеживаются две литологические пачки: нижняя, карбонатно-терригенная, и верхняя, сложенная преимущественно известняками детритовыми и глинистыми с переходами в карбонатно-алевролито-глинистые породы. Породы, как правило, окремненные, неравномерно перекристаллизованные.
Карбонатно-терригенная пачка по описанию керна скважины 47- Ардалинская (долб. 7, интервал 2450¸2461 м) представлена известняком светло–серым, мелко- и среднекристаллическим, участками глинистым. Текстура слоистая. Встречаются тонкие прослои аргиллита серого, слюдистого.
Мощность отложений артинского возраста 232-248 м.
Кунгурский ярус – P1k
Нижняя граница кунгурского яруса согласная, проводится в кровле карбонатно-алевритово-глинистой пачки, характеризующейся повышенными значениями КС, НГК и пониженными показаниями ГК.
Кунгурские отложения представлены тонко переслаивающимися аргиллитами и известняками. Порода, в основном, плотная за счёт окремнения.
Мощность отложений на участке работ изменятся от 130 до 145 м.
Верхняя пермь - Р2
Верхнепермские отложения повсеместно развиты на территории Хорейверской впадины и согласно залегают на кунгурских отложениях нижней перми. Представлены они преимущественно терригенными породами.
На рассматриваемом участке отложения верхнего отдела перми выделены в объёме уфимского и нерасчлененных казанского и татарского ярусов.
Мощность отложений верхней перми изменяется от 355 до 435 м.
По описанию керна скважины 47-Ардалинская (долб. 1, интервал 1891,8¸1905,9 м) верхнепермские отложения представлены песчаником светло–серым с зеленоватым оттенком, среднезернистым, полимиктовым, плотным, участками глинистым с переслаиванием алевролитов и аргиллитов. Алевролит с многочисленными остатками растительного детрита.
Уфимский ярус – P2u
Формирование отложений в уфимское время происходило в прибрежно-морских условиях.
По типовым разрезам [Мартынов, 2001 ф] отложения яруса отчётливо подразделяются на две литологические пачки: нижнюю сероцветную глинисто-песчаниковую и верхнюю - пестроцветно-красноцветную, преимущественно глинистую.
Казанский + татарский ярусы – P2kz+t
Осадконакопление происходило в континентальных условиях. Нерасчлененные отложения казанского и татарского ярусов представлены песчаниками, алевролитами и глинами, с растительными остатками. Песчаники серые, полимиктовые, разнозернистые, глинистые.
Триасовая система – T
Континентальные триасовые отложения являются сложно построенной толщей, осадконакопление которой происходило на территории Хорейверской впадины в условиях низменных и возвышенных равнин.
В пределах изучаемой площади преобладали аллювиальные и озёрно-аллювиальные обстановки [Тимано-Печорская…, 2000].
Триас представлен всеми тремя отделами, сложен континентальными терригенно-глинистыми отложениям. Отложения триаса со стратиграфическим несогласием залегают на казанско-татарской сероцветной толще верхней перми. Общая мощность составляет 900-938 м.
Чаркабожская свита – Т1čb
Сложена в нижней части (нижняя подсвита) глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаников мощностью до 10 м.
В верхней части (верхняя подсвита) глины, песчаники и алевролиты, переслаивающиеся между собой. Песчаники полимиктовые, неравномерно известковистые, участками с прослоями карбонатных песчаников.
Харалейская свита - Т1hr
Представлена переслаиванием глин, алевролитов и песчаников.
Песчаники зеленовато-серые, полимиктовые, крепкие, в основном, мелкозернистые, глинистые, слюдистые, неизвестковистые, с редкими окатышами глин и галькой.
Глины харалейской свиты красно-коричневые, с зеленовато-серыми пятнами, гидрослюдистые, хлоритовые. Каолинитовые, с единичными тонкими прослоями серых, содержащих редкий обугленный растительный детрит.
Ангуранская свита - Т2an
Сложена глинами и алевролитами с подчинёнными прослоями песчаников. Глины пёстроцветные переслаиваются с глинами зеленовато-серыми, слабо алевритистыми с прожилками лептохлоритов, серыми с неясной слоистостью с обугленным растительным детритом. Алевролит серый, неизвестковистый, неравномерно глинистый, слюдистый с растительным детритом. Песчаник полимиктовый, серый с зеленоватым оттенком, мелкозернистый, глинистый, слюдистый, неизвестковистый.
Нарьянмарская свита - Т2-3nm
Представлена часто переслаивающимися глинами и алевролитами с подчинёнными прослоями песчаников мощностью до 15 м.
Песчаники, в основном, серые, полимиктовые, разнозернистые, переходящие в алевролиты, слабосцементированные, с обугленным растительным детритом. В составе кластической части преобладают минеральные зерна; кварц, в меньшей степени полевые шпаты, из обломков характерны микрокварциты, кварцито-песчаники. В тяжелой фракции преобладают ильменит, хромшпинелиды, группа гранатов.
Глины очень разнообразны: серые (наиболее распространены), неравномерно алевритистые, слюдистые, с сидеритом, с растительными остатками, зеленовато-серые, коричневато-серые с прожилками лептохлоритов, с поверхностями скольжения, со сферолитами сидерита.
В нижней части свиты выделяется толща с преобладанием песчаников. В верхней части свиты увеличивается роль глинистого материала
Юрская система – J
Юрские отложения со значительным стратиграфическим несогласием залегают в ТПП на разных уровнях верхнего триаса.
В Хорейверской впадине в юре выделяются все три отдела
Нерасчленённые отложения нижней-средней юры (J1-2)
Представлены континентальными олигомиктовыми песками светло-серыми до белых, в подошве разнозернистыми с галькой и гравием, с маломощными прослоями тонкослоистой глинисто-алевритовой породы с растительными остатками.
Келловейский ярус - J2к
Согласно (возможно отсутствие низов яруса) залегает на нижележащей толще. Он представлен алевролитами и глинами, с редкими прослоями песчаников, мергелей. В породах содержится пирит, конкреции сидерита, углефицированная древесина.
Оксфордский-кимериджский ярусы (J3o+km) не расчленены.
В смежных районах доказано отсутствие низов оксфорда и верхней части кимериджа. В подошве залегает пласт песчаника, выше – глины, прослоями известковистые. Породы содержат глауконит.
Волжский ярус - J3v
Представлен однообразной толщей глин темно-серых до черных с обильным раковинным детритом, известковистых, прослоями переходящих в мергели, с конкрециями пирита, фосфатов. В подошве содержится пласт горючих сланцев.
Общая мощность вскрытых юрских отложений изменяется от 395 до 415 метров.
Меловая система – K
Меловые отложения представлены нижним отделом.
Выделены берриасский, валанжинский, готеривский и барремский ярусы, и нерасчлененные континентальные апт-альбские глинисто-песчаные отложения, содержащие комплекс миоспор.
Нижняя граница меловой системы проводится по смене сильно известковистых глин волжского яруса алевритистыми глинами и алевролитами с комплексами фораминифер неокома, с пелециподами, белемнитами. Глины и алевролиты зеленовато-серые, глауконитовые, неизвестковистые. Встречаются прослои глины серой с сидеритовыми стяжениями, фауной пелеципод, аммонитов, фораминифер.
На изучаемой территории отложения аптского и альбского ярусов характеризуются на каротажных диаграммах высокими сопротивлениями и депрессиями ПС. Представлены толщей белых кварцевых песков и алевролитов слюдистых, содержащих обугленный растительный детрит, с маломощными прослоями серых тонкослоистых глин.
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы представлены глинами, алевритами, реже суглинками с гравием, галькой и валунами различных пород.
Мощность нерасчлененных меловой и четвертичной систем составила от 519-483 м.
Мощность отложений осадочного чехла, изученного скважинами на отчетной площади, составляет 4260 м.
Нефтегазоносность
Изучаемая территория работ располагается в пределах Колвависовского и Чернореченского нефтегазоносных районов Хорейверской нефтегазоносной области.
В разрезе осадочного чехла выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК) и перспективные комплексы отложений:
1. Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК;
2. Среднедевонско-франский терригенный НГК;
3. Доманиково-турнейский карбонатный НГК;
4. Нижне-средневизейский терригенный НГК;
5. Средневизейско-нижнепермский карбонатный НГК;
6. Нижнепермский галогенно-карбонатно-терригенный НГК;
7. Верхнепермский терригенный НГК;
8. Триасовый терригенный НГК.
В изучаемом районе в качестве перспективных НГК могут рассматриваться среднеордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский и средневизейско-нижнепермский. На территории работ ведется разработка залежей нефти в елецких отложениях верхнего фамена. Схема размещения нефтегазоперспективных объектов на территории представлена рисунком 2.
Рис. 2. Схема размещения нефтегазоперспективных объектов
Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
На изучаемой территории отложения среднего и нижнего девона, верхнего силура, а также верхней части нижнего силура отсутствуют вследствие длительного регионального размыва.
На территории работ открыта залежь нефти в отложениях филиппьельского горизонта нижнего силура (сандивейская свита) на Восточно-Колвинском месторождении. Залежь массивная, сводовая. Продуктивный интервал разреза представлен вторичными доломитами, тонко-мелкозернистыми, пористыми, участками выщелоченными, трещиноватыми. Флюидоупором для залежи нефти служат глинистые отложения тиманского-саргаевского горизонтов. При испытании в открытом стволе скважины 52-Восточно-Колвинская из интервала 4011,5÷4053 м был получен приток нефти дебитом 32,4 м3/сут. при депрессии 66,45 МПа за 120 минут стояния на притоке. Уровень нефтеносности установлен на глубине -3982 м. По емкостным параметрам пласт характеризуется коэффициентом пористости 11% при эффективной нефтенасыщенной толщине 20,2 м по категории С1 [Требс, 1988 ф]. Граничное значение пористости принято равным 6%. По физико-химическим свойствам исследуемая нефть имеет плотность в стандартных условиях 0,8297 г/см3. Объёмный коэффициент составил 1,058, давление насыщения 7,6 МПа, коэффициент нефтенасыщенности 0,83, коэффициент извлечения нефти (КИН) 0,36.
При оперативном подсчете запасов [Постников, 2010 ф] коэффициент пористости был принят равным 0.09, средневзвешенная толщина составила 5.7 м, КИН увеличился до 0.387. Начальные извлекаемые запасы залежи по кат. С1+С2 составили 0.539 млн.т. В контур нефтеносности попадает уже упомянутая скв. 52, а также скв. 5-1, в которой выделены коллекторы, нефтенасыщенные по ГИС.
На Ардалинском месторождении при испытании в процессе бурения нижнесилурийских отложений были получены притоки пластовой воды. В испытании принимали участие скважины 45, 46-Ардалинские.
Вся площадь участка работ является зоной выхода под размыв отложений сандивейской свиты и потому является перспективной на поиски нефтяных залежей в нижнесилурийских отложениях.
С отложениями веякской свиты, появляющейся в разрезах восточнее участка работ, связаны нетфенасыщенные пласты-коллекторы на Верхневозейском, Баганском, Западно-Веякском и Западно-Хатаяхском месторождениях.
Доманиково-турнейский НГК
На изучаемой территории комплекс представлен карбонатными отложениями, начиная с доманикового горизонта среднего франа по усть-печорские отложения среднего фамена включительно. Турнейские отложения отсутствуют в результате предвизейского перерыва в осадконакоплении.
Залежи в отложениях доманикового горизонта исключительно редки в Тимано-Печорской провинции. Все открытые залежи приурочены к зоне развития депрессионных отложений, где в качестве покрышки может выступать ветлясянская толща заполнения или же сами отложения доманика, а коллекторы представлены известняками доманикового возраста.
Промышленная продуктивность относительно глубоководных отложений этого комплекса "доманикитов" доказана на месторождениях им. Р.Требса, Баганском, Западно-Хатаяхинском. Небольшая залежь выявлена на Западно-Ярейягинском месторождении. На Колвинском месторождении в отложениях верхнего девона (кочмес+доманик), так же выявлена залежь нефти. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная.
Наличие коллекторских и экранирующих толщ наблюдается в районе скв. 51-Восточно-Колвинская.
Продуктивные отложения представлены известняками, вскрытая мощность в скв. 51-Восточно-Колвинская составляет 17 м. При испытании в эксплуатационной колонне из интервала 4041÷4047 м (а.о. -3955,2÷-3961,2 м) был получен приток нефти дебитом 14,3 м3/сут. на штуцере 3 мм. Пласт характеризуется коэффициентом пористости 0,11 при эффективной нефтенасыщенной толщине 4,4 м. Плотность нефти в стандартных условиях составила 0,8297 г/см3. При испытании скважин 52 и 100-Восточно-Колвинских установлена непроницаемость пласта.
При оперативном подсчете запасов [Постников, 2010 ф] коэффициент пористости был принят равным 0.0798, средневзвешенная толщина составила 2.9 м, КИН 0.387. Начальные извлекаемые запасы залежи по кат. С1+С2 составили 0.131 млн.т.
Продуктивные отложения доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса связываются преимущественно с органогенными постройками франского и фаменского ярусов.
Залежи нефти в сирачойских отложениях верхнего франа рифогенного генезиса открыты на Табровояхинском и Средне-Харьягинском месторождениях. Выявленные залежи по типу строения массивные, сводовые.
На Табровояхинском месторождении при испытании скв. 1 из интервала 3987÷4020 м за 12 минут открытого периода был получен приток нефти дебитом 172,3 м3/сут. при депрессии 15,7 МПа. Порода-коллектор представлена известняком скрыто-мелкокристаллическим, кавернозно-поровым, участками сильно кавернозным, трещиноватым, со стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом. Уровень подсчёта запасов принят по подошве эффективных нефтенасыщенных толщин на абсолютной отметке 3878 м. Коллектор трещинно-порово-кавернового типа, средневзвешенное значение пористости составило 7%. В стандартных условиях нефть имеет плотность 0,84 г/см3, вязкость при 200 9,769 мм2/с, содержание парафинов составляет 4,05% вес., смол и асфальтенов 4,12% вес., серы 0,32% вес. Объёмный коэффициент равен 1,1.
На Средне-Харьягинском месторождении при испытании скважины 28 из интервала 3483÷3500 + 3502÷3507 + 3511,2÷3517,2 м (а.о. -3332÷-3349 + 3351¸3356 + 3360¸3366 м) был получен приток нефти дебитом 80,5 м3/сут. на штуцере 5 мм. По емкостным параметрам пласт характеризуется пористостью 11%. Коэффициент нефтенасыщенности равен 0,91 [Винниковский, 2005 ф].
Региональной покрышкой для залежи в сирачойских отложениях является вышележащая глинистая толща нерасчлененных евлановского и ливенского горизонтов позднего франа.
По результатам проведенных ранее работ [Лавренова и др., 2008 ф] положительная структура во франских отложениях была выявлена на Западно-Янемдейской площади, входящей в территорию деятельности ООО «Компания Полярное Сияние». Структура имеет рифогенную природу, перекрывается мелководными отложениями, что создает благоприятные условия для экранирования.
Залежь нефти, открытая в сирачойских отложениях верхнего франа на Восточно-Колвинском месторождении (скв. 50-Восточно-Колвинская), приурочена к отложениям не рифового генезиса. Пласты-коллекторы приурочены к нижней части сирачойских отложений, формирующих основание для сирачойских рифовых построек.
При испытании в открытом стволе скважины 50-Восточно-Колвинская из интервала 3850÷4000 м (а.о. -3771,2÷-3921,2 м) был получен приток безводной нефти дебитом 51,5 м3\сут. за 90 минут стояния на притоке. Коллекторы представлены доломитизированными порово–каверновно-трещинными известняками. Покрышкой для залежи служат вышележащие плотные известняки. По емкостным параметрам пласт характеризуется коэффициентом пористости 8% при эффективной нефтенасыщенной толщине в контуре залежи по категории С1 - 18,2 м. По физико-химическим свойствам исследуемая нефть в стандартных условиях характеризуется плотностью 0,8218 г/см3, вязкостью 5,34. Коэффициент извлечения нефти составил 0,4.
При оперативном подсчете запасов [Постников, 2010 ф] коэффициент пористости был принят равным 0.099, средневзвешенная толщина составила 9.8 м, КИН 0.418. Начальные извлекаемые запасы залежи по кат. С1+С2 составили 0.107 млн.т. Запасы категории С1 были подсчитаны для антиклинального поднятия в районе скв. 50. В скв. 101 по ГИС были выявлены нефтенасыщенные коллекторы, что дало основание обосновать здесь запасы кат. С2.
В фаменских отложениях на изучаемом участке работ открыты залежи нефти в пласте ДФ2.
На Восточно-Колвинском месторождении открыта массивная залежь. Продуктивные отложения представлены по описанию керна скважины 2- Восточно-Колвинской (долб. 1 интервал 3363,65÷3365,85 м) известняком светло-серым, водорослевым слоистым, участками слоисто-пористо-кавернозным, с редкими включениями органики, сферово-узорчатым с прослоями известняков сферово-сгустковой, сгустково-комковатой и полифитной структуры. Присутствуют вертикальные и наклонные трещины, в некоторых случаях вдоль них развиваются нитевидные открытые трещины. Флюидоупором служат глинистые известняки пачки ДФ5.
При испытании скв. 50-Восточно-Колвинская в процессе бурения из интервала 3367÷3385 м (а.о. -3287,5÷-3305,5) был получен приток нефти с пластовой водой дебитом 416 м3/сут. (содержание воды 4%). При испытании в колонне интервала 3371÷3373 (а.о. -3291,5÷-3293,5) был получен приток нефти дебитом 49 м3/сут. при Нср.д 826,5 м. Уровень нефтеносности принят на абсолютной отметке -3298 м. Коэффициент пористости определен по данным ГИС методом НГК и составил 0,113 при эффективной нефтенасыщенной толщине 15,06 м. По физико-химическим свойствам исследуемая нефть в стандартных условия имеет плотность 0,869 г/см3, содержание смол в среднем составляет 5,78 вес.%, парафинов - 6,64%, вес., серы - 0,95%. При подсчёте запасов нефти параметры нефти в пластовых условиях приняты по аналогии с одновозрастной залежью на Ардалинском месторождении и составили: давление насыщения нефти газом - 11,5 МПа, газосодержание - 74,5 м3/т, объёмный коэффициент - 1,198, коэффициент нефтенасыщенности составил 69%.
При оперативном подсчете запасов [Постников, 2010 ф] коэффициент пористости был принят равным 0.09-0.11, средневзвешенная толщина составила 9.2 м, КИН 0.496. Начальные извлекаемые запасы залежи по кат. С1+С2 составили 2.378 млн.т.
На Дюсушевском месторождении также выявлена массивная залежь в пласте ДФ2. Эффективные мощности изменяются по залежи от 3,8 до 31,2 м. Фильтрационно–ёмкостные свойства пласта схожи с пластами ДФ2 Восточно–Колвинского и Ардалинского месторождений. ВНК принят на отметке – 3270 м. На дату утверждения запасов (1998 г.) извлекаемые запасы залежи по кат. С1+С2 составили 2.563 млн.т.
Залежь нефти Ардалинского месторождения приурочена к пористым, пористо–кавернозным и трещиноватым известнякам верхней части фаменского яруса – пласты ДФ2 и ДФ4. Их разделяет трещиноватый пласт ДФ3, обеспечивающий вертикальную гидродинамическую связь. Тип залежи – массивный. Залежь имеет общий уровень нефтеносности на абсолютной отметке -3294 м. Покрышкой для залежи служат глинистые известняки верхней части фамена – пласт ДФ5. Высота залежи составляет 134 м. Пористость коллекторов изменяется от 6% до 27%. Пласты резко неоднородны по проницаемости, что объясняется сильным влиянием трещинноватости пород. Эффективные мощности пород – коллекторов изменяются от 24,6 до 74,6 м.
Резервуар Ардалинского месторождения имеет сложное и неоднородное строение. На месторождении существует обширная гидродинамическая система, состоящая из трещин и развитых вдоль них каверн. При бурении скважин происходили интенсивные поглощения в елецких отложениях, что говорит о вскрытии пород с очень высокими емкостными параметрами. Подтверждением этой связи служат проведенные в 2000-2001 гг. гидродинамические испытания с применением индикаторов [Тренчиков, 2003 ф].
В залегающих выше усть-печорских отложениях залежи нефти приурочены к пласту ДФ6 на Ошкотынском месторождении. Залежь нефти пластового, сводового типа.
В скв. 19-Ошкотынская выделяется 7 проницаемых нефтенасыщенных интервалов, относящихся к пласту ДФ6, в скв. 20 их количество уменьшается до 1. Пористость коллекторов, принятая при подсчёте запасов залежи пласта ДФ6, составляет 10%, нефтенасыщенная мощность 14,9 м. Залежь пласта ДФ6 пластовая сводовая. Пласт ДФ6 не имеет регионального распространения. Его продуктивность установлена только на Ошкотынском месторождении.
Уровень подсчёта принят на абсолютной отметке 3082,2 м, по подошве нефтенасыщенного пласта, выделенного по ГИС в скважине 44. Продуктивные отложения по описанию керна скважины 19-Ошкотынская (долб. 1, интервал 3194÷3202,4 м) представлены известняком коричневато-серого цвета, детрито-водорослевым, частично перекристаллизованным, слабо доломитизированным, пористым, трещиноватым. Трещины субгоризонтальные и субвертикальные, часто взаимопересекающиеся, открытые. Флюидоупором служат мелкокристаллические, глинистые, плотные известняки верхней части усть-печорского горизонта.
На Ошкотынском месторождении залежь нефти имеется также и в пласте ДФ4. По результатам лабораторных исследований, проведенных в стандартных условиях, нефти обеих залежей Ошкотынского месторождения однотипные: легкие, маловязкие, смолистые, парафинистые и сернистые, что говорит о едином источнике их происхождения.
Средневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
Отложения распространены по всей территории Хорейверской впадины. Породы, слагающие комплекс, преимущественно имеют карбонатный состав.
На участке работ на Ошкотынском месторождении при бурении скважины 20-Ошкотынской в тарусско-сташевских отложениях нижнего карбона, начиная с глубины 2941 м появились признаки нефтенасыщенности, в виде появления в глинистом растворе пленки нефти и пузырьков газа, а также по нефтенасыщенному шламу. По результатам обработки ГИС в скважинах 20 и 19-Ошкотынских в подангидритовых отложениях тарусско-стешевского горизонта выделен нефтенасыщенный интервал коллекторов с пористостью 14%. Опробование данных интервалов не производилось.
Перекрывающая коллекторы ангидрито-доломитовая толща тарусско-стешевского горизонта имеет широкое распространение в ТПП, но содержит в своём составе только локальные покрышки невысокого качества. В связи с этим, залежи в подангидритовой части, характеризующейся наличием коллекторов, встречаются чрезвычайно редко. Известны промышленные залежи только на трёх месторождениях: Лабоганском, Седьягинском и Южно-Шапкинском, удаленных от изучаемой нами территории и находящихся в других по строению тектонических структурах.
В Хорейверской впадине основные перспективы данного НГК связаны с асельско-сакмарскими и верхнекаменноугольными отложениями. В ассельско-сакмарских отложениях открыты залежи на Восточно-Веякском, Сандивейском, Харьягинском и др. месторождениях. В верхнекаменноугольных отложениях нефтеносность доказана на Мусюршорском и Сандивейском месторождениях. Продуктивные отложения представлены известняками каверново-поровыми, местами глинистыми. На Мусюршорском месторождении при испытании известняков раннепермско-позднекаменноугольного возраста из скважины 65 в эксплуатационной колонне были получены фонтанные притоки нефти дебитами от 28,8 м3/сут. (интервал 2482÷2498 м) до 51 м3/сут. (интервал 2460÷2475 м) через штуцера 7 мм и 5 мм соответственно. Величина пористости в скв. 61-Мусюршорская изменяется в пределах 6,0¸13,5%, её средневзвешенное значение составляет 8,7%; в скв. 65 в пределах 7,2¸10,8%, средневзвешенное значение - 9,0%. Среднее значение по двум скважинам составляет 8,9%. В подсчёт запасов принята величина 11% с учётом каверновой составляющей (около 2%). В стандартных условиях нефть имеет среднюю плотность, парафиновая, сернистая, смолистая.
На изучаемой территории при опробовании верхнекаменноугольных и нижнепермских отложений была установлена обводненность коллекторов или их отсутствие.
Основным НГК рассматриваемой площади отчётных работ является доманиково-турнейский. Малоперспективными в пределах изучаемого участка представляются триасовый и верхнепермский НГК, в которых в связи с неблагоприятными структурными условиями, залежи УВ отсутствуют. Полностью отсутствуют в районе работ отложения нижневизейского НГК. Нижне-среднефранский НГК сильно редуцирован и представлен только тиманско-саргаевской частью, являющейся покрышкой для нижележащих коллекторов нижнего силура.
Источник: Переобработка и переинтерпретация 3D сейсмики с целью уточнения структурно-тектонического строения Восточно-Колвинского и Дюсушевского месторождения по отложениям юры-силура. Отчет по договору № КПС-СМ-01 (заявка № 1/10). Лицензии НРМ 11062 НР, НРМ 11060 НР, НРМ 11061 НР, НРМ 11059 НР. Мерщий Р.Ф., Вискунова К.Г., Екименко А.В., и др. 2011
Следующее Месторождение: Малопотанайское