Месторождение: Нирмалинское (ID: 45421)

Нирмалинское месторождение

Нирмалинское месторождение открыто поисковой скважиной 1 в 2006 г.

В административном отношении Нирмалинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в 133 км восточнее г. Нарьян-Мара.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов

Разрез осадочного чехла рассматриваемого района изучен основании результатов отбора керна в скв. 1 и с учетом разрезов, вскрытых глубокими скважинами на соседнией Восточно-Сарутаюской площади (Восточно-Ярейюская, Хановейская, Инзырейская) и разрезов скважин, пробуренных на нижнепермские и фаменские отложения на Сарутаюской площади. Ниже приводится описание разреза от нижнего девона до четвертичных отложений.

Нижнедевонские отложения представлены переслаиванием карбонатных, глинис­тых и сульфатных пород и являются аналогом сульфатно-доломитовых отложений сотчемкыртинского горизонта нижнего девона, которые установлены в разрезе Харьягинского поднятия.

Отложения среднего девона залегают с размывом и резким несогласием на отложениях нижнего девона, а верхняя их граница является эрозионной, определяется поверхностью предпозднедевонского (предфранского) размыва. Отложения имеют в основном терригенный и в меньшей степени карбонатный состав, относятся к мелководно-морским литофациям и являются одной из основных продуктивных толщ всего Колвинского вала. Отдел представлен эйфельским и живетским ярусами.

Верхнедевонские отложения, преимущественно карбонатные, представлены франским и фаменским ярусами. Разрез франского яруса начинается терригенными отложениями и залегают со стратиграфическим и угловым несогласием на породах живетского яруса. Горизонт представлен ритмичным переслаиванием пестроокрашенных песчаников, алевролитов, аргиллитов.  Ярейюская свита в стратиграфическом отношении объединяет верхнюю часть тиманского горизонта и саргаевский горизонт. Нижняя часть свиты сложена аргиллитами, глинистыми алевролитами и песчаниками. Верхняя часть свиты отличается от нижней присутствием в разрезе пород карбонатно-терригенного и карбонатного состава - глинистых известняков и мергелей. Доманиковый разрез представлен мелководно-шельфовыми отложениями, сложенными в нижней части известняками, содержащими органогенный детрит и глинистые прослои. Отложения верхнефранского подъяруса представлены ветлосянским, сирачойским и евлановским, ливенским горизонтами. Ветласянские отложения условно выделяются в объеме глинистой пачки. Сирачойские отложения представлены разнофациальными породами: слоистыми известняками, органогенными постройками, глинистыми толщами заполнения.

Нерасчлененные евлановскнй и ливенский горизонты завершают разрез франского яруса и представлены разнообразным литологическим составом - чередованием аргиллитов с прослоями мергелей, алевролитов, известняков, доломитов и реже ангидритов.

Отложения фаменского яруса в составе нижнего и нерасчлененных среднего и верхнего подъярусов с перерывом залегают на франских отложениях. Литологически сложен известняками серыми, коричневато-серыми сгустково-комковатыми, сферово-комковатыми, водорослевыми, зернистыми и органогенными, участками доломитизированными, прослоями пористыми, кавернозными, часто трещиноватыми. Литологический разрез елецкого горизонта  представлен известняками разнозернистыми, комковато-сгустковыми, водорослевыми. В нижней части горизонта известняки переслаиваются с аргиллитами. Отложения средне-верхнефаменских подъярусов сложены преимущественно карбонатными породами. Это известняки серые, коричневато-серые, разнозернистые, участками органогенно-детритовые, перекристализованные, участками неравномерно доломитизированные.

Нижнекаменноугольные отложения согласно залегают на верхнедевонских известняках и представлены турнейским, визейским  и серпуховским ярусами.

В строении турнейских отложений выделяются четыре ритмично чередующиеся пачки: две терригенных и две карбонатных, начинаются с терригенной пачки, заканчиваются карбонатной. Отложения визейского яруса с размывом залегают на подстилающих породах турнейского яруса. В составе яруса выделяются кожимский и окский надгоризонты. Разрез кожимского надгоризонта сложен аргиллитами темно-серыми до черных, плитчатыми, слабо известковистыми, с прослоями песчаников. Разрез окского надгоризонта представлен карбонатными породами - известняками и доломитами, с подчинёнными прослоями аргиллитов в нижней части разреза, с линзовидными включениями и единичными прослоями ангидритов. Серпуховский ярус представлен в объёме нерасчленённых тарусского, стешевского и протвинского горизонтов, разрез которых является хорошим реперным горизонтом и представлен сульфатной толщей. В нижней части разреза это доломиты и известняки, которые перекрываются нижней частью, состоящей из ангидритов с единичными прослоями и линзовидными включениями доломитов. При этом в сульфатной толще ангидриты занимают доминирующее.

Средний и верхний отделы каменноугольных отложений представлены однообразной толщей карбонатных пород – светло-серыми органогенно-детритовыми известняками перекристаллизованными, прослоями доломитизированными, глинистыми, участками окремнёнными, с единичными линзовидными включениями голубого кремня, со стилолитовыми швами, выполненными кальцитом, с редкими прослоями глин.

Отложения пермской системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов и согласно залегают на верхнекаменноугольных отложениях. В пределах площади оконтурены рифогенные постройки ассельско-сакмарского возраста, которые сложены известняками светло-серыми, массивными, органогенно-детритовыми, прослоями окремненными, перекристаллизованными. За пределами рифогенных построек накапливались карбонатно-глинистые отложения. Артинский ярус в нижней части представлен карбонатно-кремнисто-глинистыми породами тёмно-серыми, реже спонголитами, тёмно-серыми аргиллитами, которые вверх по разрезу переходят в известняки алевритистые, органогенно-детритовые.Кунгурский ярус  представлен переслаиванием песчаников и глин с преобладанием в верхней части песчаников, в нижней части - глин.

Верхний отдел перми представленн терригенными образованиями прибрежно-морского и континентального генезиса. Отложения представляют собой толщу с неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, с прослоями углей, с конкрециями известняков и сидеритов.

Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами, сложенными терригенными отложениями.

Четвертичная система представлена песками, супесями, глинами и суглинками с прослоями скоплений валунов. Толщина отложений около 200 м.

Тектоника

Нирмалинская структура расположена в северо-восточной части Харьягинского вала, в пределах Колвинского мегавала, который, в свою очередь, является инверсионной структурой крупнейшего надпорядкового элемента Печорской плиты – Печоро-Колвинского авлакогена.

По поверхности фундамента Колвинскому мегавалу отвечает Колвинский грабен (рифт), являющийся наиболее прогнутой частью Печоро-Колвинского авлакогена и граничащий на востоке с Большеземельским блоком Печорской плиты, а на западе с Лайским сводом. Приподнятые блоки фундамента, такие, как Ярейюский и Инзырейский, разделяют грабен на котловины и депрессии.

По осадочному чехлу площадь работ расположена в пределах северной периклинали Харьягинского вала. По нижнему структурному этажу – в пределах западного склона Хоромагинского поднятия, в зоне сочленения его с Сарутаюской депрессией на западе и Ханчаргинским и Инзырейским поднятием на востоке.

Характерной особенностью Нирмалинской площади является ее местоположение вблизи Восточно-Колвинского разлома, и, как следствие, значительное количество тектонических нарушений, особенно в отложениях ордовикско-нижнедевонского комплекса.

В рельефе ОГ IIIzv (кровля пористых живетских песчаников) линейно вытянутому палеоподнятию, в центре площади,  отвечает субмеридионально вытянутый приподнятый блок с наименьшими гипсометрическими отметками -4360 м, ограниченный сбросами амплитудой от 10 м до 30 м. В его пределах сформировалась центральная складка Нирмалинской структуры, крылья которой срезаны разломами. По оконтуривающей изогипсе -4390 м  ее размеры: S=2,9 км², А=33 м. Восточная куполовидная складка Нирмалинской структуры площадью 7,0 км², амплитудой 23 м имеет сложную заливообразную форму, вытянутую на юго-восток в виде структурного носа, обусловленную, кроме тектонических причин, по-видимому, седиментационной деятельностью в раннефранское время.

На структурных картах просматривается общее моноклинальное погружение слоёв на север и восток до отметок -2600 м и -2660 м. На общем фоне отмечаются террасы и кольцеобразные или линейно-вытянутые полосы антиклинальных складок, в пределах которых локализованы купола, либо гребневидные антиклинальные поднятия. Самое крупное поднятие расположено в районе Нирмалинской структуры, по изогипсе -2180 м имеет площадь около 2 км².

СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Согласно нефтегазгеологическому районированию Нирмалинское месторождение относится к Харьяга-Усинскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области.

Стратиграфический диапазон нефтегазоносности Харьяга-Усинского района охватывает отложения от нижнего девона до триаса включительно.

В центральной части Харьягинского вала открыты залежи нефти на месторождениях: им. Ю. Россихина (в отложениях D₂zv, D₃f₁), Сарутаюском (P₁ a+s, P₁ k, P₂ u),  Восточно-Сарутаюском (D₂ zv, D₃ f₁), Ольгинском (D₂ ef, D₂ zv), Северо-Харьягинском (P₁ a+s, P₁ ar), Инзырейском (D₂ zv, D₃ f₁, D₃ src),  Среднехарьягинском (D₃ src).

На Нирмалинской площади в результате испытания поисковой скв.1 выявлена залежь нефти, приуроченная к живетским отложениям среднего девона.

Живетские отложения среднего девона (старооскольский горизонт) в скважине 1 Нирмалинская в основном размыты, вскрыта лишь их небольшая часть в интервале 4499,2 - 4510,6 м (общая толщина 11,4 м). В середине пласта в интервале 4504,5-4508,0 м (-4360,0-4363,5 м)  по данным ГИС выделены нефтенасыщенные песчаники с эффективной нефтенасыщенной толщиной 3,5 м.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная с запада и востока. Уровень подсчета нефтеносности принят на отметке минус 4390 м по последней замкнутой изогипсе в пределах ограничивающих залежь разломов субмеридионального простирания. В пределах принятого уровня подсчета нефтеносности  размер залежи  составляет 4,5 × 0,5 км, высота залежи 30 м.

Локальной покрышкой для залежи служат  аргиллиты нижнефранского возраста.

В скв. 1 суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,5 м. По заключению ГИС  пористость составляет 10,4%, нефтенасыщенность – 91.5%.

Продуктивная пачка в скв.1 Нирмалинская опробована в открытом стволе и испытана в эксплуатационной колонне.  При опробовании КИИ-146 из инт.4507-4522 м  получен слабогазированный приток фильтрата бурового раствора. В акте опробования  была отмечена сильная кольматация околоствольной зоны.

 При испытании в эксплуатационной колонне из инт. 4504-4511 м (-4359.5-4366.5 м) получен фонтанный приток сильногазированной нефти. Объект был исследован на трех режимах прямого (диаметр штуцера 6, 8, 10 мм) и одном (8 мм) обратного хода. Максимальный дебит нефти составил 104 м³/сут. на 10 мм штуцере при депрессии 29,2 МПа. Средний коэффициент продуктивности 3,6 м³/сут/МПа. Начальное пластовое давление 51,32 МПа. Коэффициент аномальности пластового давления 1,17.

СВЕДЕНИЯ О СОСТАВЕ И СВОЙСТВАХ НЕФТИ И РАСТВОРЁННОГО ГАЗА

Физико-химическая характеристика пластового флюида  отобранных из отложений живетского яруса среднего девона,  приведена по результатам исследований глубинных проб нефти, отобранных из поисковой скважины 1 Нирмалинской.

Материалом изучения служили пробы, отобранные при работе скважины на штуцере диаметром 6 мм пробоотборниками ВПП - 300. Исследование пластовой нефти проводилось на установке АСМ – 300, Системе PVT «CHANDLERENGINEERING» и пикнометре П – 100. Всего было отобрано 3 пробы с глубины 4450 м.

Лабораторные работы по исследованию нефти осуществлялись согласно общепринятым методическим руководствам и утвержденным отраслевым стандартам. Сепарация нефти проводилась по стандартному (однократному) методу по трем пробам при 20 ºС и при пластовой температуре. Дифференциальное разгазирование (10 ступеней) проводилось по одной пробе при пластовой температуре 111 ºС. Согласно проведенным замерам для исследования глубинных проб нефти в лаборатории были приняты следующие параметры: Тпл.= 111,0 ºС,  Рпл. 54,3 МПа.

Пластовая нефть залежи характеризуется  низкой плотностью 628,9 г/см³, низкой динамической вязкостью 0,38 мПа*с, высоким газосодержанием 328,4 (ДР). Объемный коэффициент по данным стандартной сепарации равен 1,87, по данным дифференциального разгазирования - 1,79. Коэффициент сжимаемости составил 22,38*10^-4МПа^-1 (среднее значение в интервале от пластового давления до давления насыщения).

Давление насыщения нефти газом при температуре 111ºС составляет 23,10 МПа.

Подсчетные параметры приняты по представительной глубинной пробе нефти, исследованной при дифферинциальной сепарации.

Значение плотности разгазированной нефти составляет 0,797 г/см³. Объемный коэффициент равен 1,79, газосодержание  - 328,4 н.м³/т.

Дегазированная нефть относится к типу очень легких. Плотность нефти, по данным стандартной сепарации, составляет 0,7982 г/см³, по данным дифферинциального разгазирования - 0,797 г/см³, вязкость кинематическая сепарированной нефти при 20 ºС составляет 14,1 мПа*с.

По компонентному составу нефть парафинистая (12,34% масс.), малосмолистая (2,59% масс.), малоасфальтенистая (0,24% масс.), малосернистая (0,0354% масс.), с низким содержанием сероводорода (< 0,01% масс.). Фракционный состав нефти не определялся в связи с небольшим объемом пробы.

Растворенный в нефти газ характеризуется как высокожирный (при Т =111ºС), коэффициент жирности равен 55, углекислый высокоагрессивный (диоксида углерода 1,47 % об.),  бессернистый (< 0,01% об.), низкоазотный (1,98% об.), этановый (14,05% об), низкогелиеносный (0,06% об).

Абсолютная плотность газа по данным СС составляет 1,11 кг/м³.

Растворенный в нефти газ по содержанию УВ относится к типу пропано-этано-метановому.

 

Источник: Оперативный подсчет запасов УВС Нирмалинского нефтяного месторождения по состоянию на 01.01.2019 г. Договор № 6367/18Y0103 от 07.12.2017 г. Филькина Н.А., Плотников А.В., Петров А.Н., и др. 2019