Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1981
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 25.02 км²
Ошское нефтяное месторождение
Ошское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе Архангельской области.
От г. Усинска, основной базы нефтедобычи Республики Коми, месторождение удалено на 130 км в северо-западном направлении, от г. Нарьян-Мара – на 168 км в юго-восточном направлении (рис. 1).
Рис.1. Обзорная схема. Масштаб 1:1000000
ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Осадочный чехол в пределах Колвинского мегавала образован породами палеозоя, мезозоя и кайнозоя.
В северной части Тимано-Печорской провинции фундаментом для нефтегазоносных фанерозойских комплексов служат образования двух структурных ярусов.
Нижний литолого-структурный этаж представлен метаморфическими сланцами, прорванными интрузиями гранитов и гранодиоритов. Глубина залегания фундамента в пределах Колвинской зоны дислокаций ожидается 5,6¸9,6 км (Смирнова Г.Л., 2000г.).
Верхний, орогенный ярус включает в себя нерасчлененные вендско-кембрийские отложения. Молассовая толща представлена туфогенно-обломочными образованиями, переслаиванием песчаников вулканомиктовых, туфов кислого состава, туфоалевролитов, глинистых сланцев. Мощность толщи в зоне Колвинского мегавала 500¸1000 м (Кокошко А.Л., 1980).
Палеозойская группа – PZ
Ордовикская система – O
На Колвинском мегавале ордовикские отложения, слагающие основание осадочного чехла, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на рифей-венд-кембрийском метаморфизованном складчатом фундаменте.
На территории Колвинского мегавала отложения ордовика вскрыты сверхглубокой скважиной 1-Колвинская, а также скважинами 51, 63-Возейскими. Выделяются в объёме среднего и верхнего отделов, общей мощностью 300 м (скв. 1-Колвинская). Представлены преимущественно вторичными доломитами, в нижней части - с тонкими прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда красноцветных.
Силурийская система - S
Отложения вскрыты скважинами 51, 63-Возейскими и 1-Колвинской. Силурийские отложения залегают без перерыва на отложениях верхнего ордовика и выделяются в составе двух отделов: нижнего и верхнего.
Нижний отдел – S1
Выделен в составе лландоверийского и венлокского ярусов.
Отложения нижнего силура представлены массивными вторичными доломитами серо-коричневыми, неравномерно известковистыми с обильным детритом беспозвоночных, в нижней части темно-серыми, пиритизированными, интенсивно трещиноватыми. Толщина отложений, вскрытых скважиной 1-Колвинская, составила 585 м.
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения представлены лудловским и пржидольским ярусами.
Отложения лудловского яруса представлены переслаиванием известняков, доломитов и мергелей, пржидольского яруса - переслаиванием мергелей, известняков и аргиллитов, вверх по разрезу глинистость отложений возрастает.
Мощность силура, по данным сейсморазведки и бурения, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена предполагается от 800 до 1900 м.
Девонская система - D
На изучаемой территории девонские отложения представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – D1
Нижнедевонские отложения представлены лохковским ярусом, в объеме овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов. Овинпармскому горизонту в пределах Колвинского мегавала соответствует хатаяхинская свита, сотчемкыртинскому – торавейская. Отложения нижнего девона согласно залегают на верхнесилурийских отложениях.
Литологически нижнедевонские образования сложены доломитами серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, мелко-среднезернистыми, перекристаллизованными, интенсивно сульфатизированными, неравномерно глинистыми с прослоями ангидритов и аргаллитов темно-серых, плитчатых.
На Ошской площади скважинами 24,25-Ошскими и 14-Харьягинской вскрыта лишь верхняя часть торавейской свиты(около 70м).
Средний отдел – D2
Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами и вскрыты всеми скважинами изучаемой территории. Средний девон включает два крупных осадочных ритма, объединяющих эйфельский и живетский ярусы. Отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижнедевонских породах.
Эйфельский ярус– D2ef
В составе эйфельского яруса выделяются возейшорская и колвинская свиты, отвечающих кедровскому, омринскому и колвинскому субрегиональным горизонтам.
Нерасчлененные кедровский и омринский горизонты – D2om+kd
В основании среднего девона залегает глинистая пачка, представленная коричневато-серыми алевритистыми аргиллитами. По литологическим характеристикам отложения возейшорской свиты можно разделить на нижнюю песчаниковую толщу (нерасчлененные пачки I+II) и верхнюю глинисто-алевролитовую толщу.
По описанию керна в скв.28-Ошская (долбление 11, интервал 3953,9¸3962,9 м) отложения представлены аргиллитами черными, плотными, крепкими, с включениями остатков фауны.
Мощность кедровского и омринского горизонтов (D2om+kd) в скв.28-Ошская составляет 88,86 м.
Колвинская свита – D2kl
В составе свиты выделяются терригенная (пачка III) и карбонатно-глинистая подсвиты.
Нижняя подсвита представлена песчаниками на глинистом цементе, с редкими прослоями аргиллитов. Песчаники серые, тонко-мелкозернистые, кварцевые, плотные. На свежем сколе присутствует слабый запах УВ и редкие выпоты нефти (долб.9, интервал 3916,0¸3921,3 м)
Аргиллиты от темно-коричневых до черных, алевритистые, плотные, крепкие. Вверх по разрезу возрастает глинистость.
Верхняя карбонатно-глинистая подсвита представлена глинистыми отложениями: аргиллитами, глинистыми известняками и алевролитами.
Мощность колвинской свиты (D2kl) в скв.28-Ошская составляет 84,04 м.
Всего мощность эйфельского яруса составляет в скв. 28- Ошская 172,9 м.
Живетский ярус – D2zv
Ярус представлен старооскольским горизонтом, в составе которого, согласно унифицированной стратиграфической схеме выделяются вершорская и ошшорская свиты. Отложения живетского яруса несогласно залегают на отложениях колвинской свиты.
В составе живетского яруса выделяются песчаниковая пачка IV, глинистая пачка и пачка V.
Пачка IV по описанию керна скважины 28-Ошская (долбление 1,2,3,4,5,6,7,8 интервал 3810,0¸3852,4 м) сложена песчаниками кварцевыми, коричнево-серыми, желтовато-серыми, серыми светло-серыми, средне-, мелкозернистыми, на порово-контактовом глинистом цементе, плотными, крепкими, с содержанием УВ и выпотами нефти (долбление 2 интервал 3810,6¸3819,6 м).
Мощность песчаников уменьшается в южном направлении.
По описанию керна скв.14-Харьягинская (долбления 11, 12) отложения глинистой пачки представлены алевролитами серыми, глинистыми, углефицированными растительным детритом.
Отложения пачки V по описанию керна скв.14-Харьягинская (долбления 7, 8, 9, 10) представлены переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Аргиллиты серые, не известковистые. Алевролиты серые с коричневым оттенком, слабоглинистые.
Мощность живетского яруса в скв. 28- Ошская составляет 87,1 м.
Верхний отдел –D3
Верхнедевонские отложения выделяются в объёме франского и фаменского ярусов, и залегают со стратиграфическим несогласием на породах среднего девона.
Франский ярус - D3f
Согласно стратиграфической схеме франский ярус подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний.
Нижний подъярус D3f1
В составе нижнефранского подъяруса на исследуемой территории выделяются отложения джъерского и тиманского горизонтов. Яранские отложения отсутствуют. Джъерские отложения залегают плащеобразно на разновозрастных пачках старооскольского горизонта (пачка IV, глинистая пачка, пачка V).
Джъерский горизонт представлен толщей переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников. Аргиллиты серые, известковистые, доломитовые. Алевролиты серые, мелкозернистые, плотные, крепкие, с пятнисто-узорчатой текстурой. Песчаники серые мелко-среднезернистые, крепкие, хорошо сортированные, неравномерно пористые, пятнисто и линзовиднослоистые, с редкими горизонтальными трещинами и стилолитами.
Отложения джъерского горизонта в скв. 28-Ошская имеют мощность 62,02 м.
Тиманский + саргаевкий горизонт D3tm+ D2sr
Тиманский горизонт является литологическим и геофизическим репером.
Тиманский горизонт представлен аргиллитами c прослоями алевролитов и песчаников в нижней части и известняков в верхней. Аргиллиты темно-серые, известковистые, плитчатые. Известняки серые, мелкокристаллические, глинистые, иногда битуминозные. Алевролиты серо-зеленые, глинистые.
Саргаевский горизонт представлен аргиллитами зеленовато-коричневыми, слабо известковистыми, массивными и горизонтально слоистыми. Алевролиты слюдистые, слоистые, с включениями пирита. Песчаники мелко-тонкозернистые неравномерно глинистые, слоистые. Мергели известково-доломитовые, с обильной фауной.
Отложения горизонтов D3tm+ D2sr в скв. 28-Ошская имеют мощность 71,54 м.
Средний подъярус D3f2
Доманиковый горизонт D3dm
Доманиковый горизонт представлен битуминозными известняками плотными, темно-серыми до черных, участками окремненными, неравномерно глинистыми, с прослоями черного битуминозного мергеля.
Мощность горизонта в скв. 28-Ошская составляет 7,56 м.
Верхний подъярус D3f3
Представлен в объёме ветласянского, сирачойского и нерасчлененных евлановско-ливенского горизонтов. По описанию керна скв.26-Ошская (долб.1 инт.3650,4¸3655,1 м; долб.2 инт.3666,2¸3675,4 м) отложения представлены мергелем зеленовато-серым, средне-, мелкокристаллическим, плотным, массивным. Прослои глинистого известняка бурого, темно-коричневого, до чёрного, микро-, мелкокристаллического, плотного, крепкого и аргиллита темно-серого, плотного.
Мощность верхнего подъяруса D3f3 в скв.28-Ошская составляет 270,17 м.
Фаменский ярус - D3fm
На территории работ фаменский ярус представлен в объёме нижнего подъяруса.
Нижний подъярус D3fm1
Выделяется в составе задонского и елецкого горизонтов.
Задонский горизонт D3zd
Представлен глинисто-карбонатными породами: известняками серыми, тёмно-серыми до черных, битуминозными, глинистыми, мергелями и аргиллитами, часто известковистыми.
Мощность задонского горизонта в скв. 28-Ошская составляет 578,30 м.
Елецкий горизонт D3el
По литологическим характеристикам разделяется на верхнюю пачку, представленную преимущественно известняками и нижнюю – глинисто-карбонатную.
Нижняя глинисто-карбонатная пачка представлена неравномерным чередованием мергелей и аргиллитов, с подчиненными прослоями известняков.
Верхняя карбонатная пачка представлена преимущественно известняками серыми, коричневато-серыми, плотными, крепкими, органогенно-обломочными, неравномерно слоистыми.
Мощность елецкого горизонта в скв. 28-Ошская - 324,93 м.
Каменноугольная система - С
В каменноугольном разрезе выделяются нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения представлены визейским и серпуховским ярусами. Нижнекаменноугольные отложения залегают трансгрессивно на отложениях верхнего девона.
Визейский ярус – C1v
Отложения представлены известняками серыми, реже тёмно-серыми и буровато-серыми, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными, слабо сульфатизированными, перекристаллизованными, доломитизированными, прослоями переходящие в доломиты. Доломиты серые, буровато-серые, мелко-тонкокристаллические, сульфатизированные, пористо-кавернозные.
Мощность визейского яруса в скв. 28-Ошская – 97,36 м.
Серпуховский ярус - C1s
Представлен нижнесерпуховским и верхнесерпуховским подъярусами.
Нижнесерпуховский подъярус выделен в объеме нерасчлененных тарусского и стешевского горизонтов.
Верхнесерпуховский подъярус выделен в объёме протвинского горизонта.
Нижнесерпуховской подъярус C1s1
Тарусский+стешевский горизонты C1tr+st
Cложены карбонатно-сульфатной толщей. В нижней части разреза это известняки темно-серые, мелкокристаллические, массивные, доломитизированные с линзами ангидритов и аргиллитов. Верхняя часть представлена ангидритами светло-серыми, голубовато-серыми, плотными, мелко-, тонкокристаллическими, сахаровидными, с многочисленными трещинами, заполненными серой глиной.
Мощность нижнесерпуховского подъяруса в скв. 28-Ошской составляет 67,34 м.
Верхнесерпуховский подъярус C1s2
Протвинский горизонт C1pr
Отложения протвинского горизонта представлены известняками светло-серыми, скрытокристаллическими, слабодоломитизированными, плотными, крепкими, массивными, участками органогенно-детритовыми.
Мощность протвинского горизонта в скв. 28-Ошской составляет 100,78 м
Средний отдел – C2
Представлен в объёме московского и башкирского ярусов. Отложения среднего карбона трансгрессивно залегают на нижнекаменноугольных отложениях. Породы среднего карбона представлены известняками светло-серыми, серыми, органогенно-детритовыми, участками доломитизированными, пористыми, выщелоченными, кавернозными с тонкими прослоями аргиллитоподобных глин.
Мощность горизонта колеблется на площади от 41,2 м до 42,6 м (скв.26,27 – Ошская).
Верхний отдел – C3
Отложения верхнего отдела залегают на породах среднего карбона. Литологически представлены известняками светло-серыми с коричневатым оттенком, средне- и скрытокристаллическими, перекристаллизованными, плотными, крепкими, трещиноватыми, участками органогенно-детритовыми, с включениями фауны.
Мощность в скв. 28-Ошская – 39,46 м.
Пермская система - P
Пермская система выделена в объёме нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел – P1
В составе нижнего отдела выделены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Ассельский+сакмарский ярусы – P1as+s
Разрез сложен известняками светло-серыми плотными, биоморфно-детритовыми, водорослевыми, крепкими, неравномерно доломитизированными, тонкокристаллическими, массивными. Мощность в скв. 28-Ошская – 96,07 м.
Артинский ярус – P1ar
Отложения артинского яруса представлены толщей переслаивания алевролитов и аргиллитов. Алевролиты известковистые, часто преходящие в известняки алевритистые, светло-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие. Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, крепкие известковистые, слабодоломитизированные, массивные, участками пятнистые.
Мощность в скв. 28-Ошская – 48,47 м.
Кунгурский ярус – P1k
Сложен терригенными породами. Разрез представлен толщей переслаивания песчаников, аргиллитов и алевролитов. Аргиллиты серые, участками до черных, хрупкие, прослоями алевритистые, с тонкими прослоями угля, растительного детрита, с желваками пирита. Песчаники светло-серые, мелко-, среднезернистые, глинистые, массивные, хорошо отсортированные, крепко сцементированные, известковистые, с редкими присыпками обугленного растительного детрита. Алевролиты глинистые, участками известковистые.
Мощность в скв. 28-Ошская – 58,52 м.
Верхний отдел - P2
В составе верхней перми выделяются уфимский, казанский и татарский ярусы.
Литологически представлен неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники зеленовато-серые от мелко- до крупнозернистых, массивные, полимиктовые, крепко сцементированные, слабоизвестковистые, слабослюдистые. Алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком, тонкозернистые однородные. Аргиллиты черные, плотные, плитчатые, слабослюдистые, участками с гнездами и прослоями сильно известковистого материала.
Мощность в скв. 28-Ошская – 424,21 м.
Мезозойская группаMz
В составе мезозойской группы установлено присутствие триасовых, юрских и меловых отложений.
Триасовая система - T
Отложения триасового возраста со стратиграфическим несогласием залегают на поверхности верхнепермских отложений. В системе выделены нижний, средний и верхний отделы. К нижнему отделу относятся чаркабожская и харалейская свиты, к среднему ангуранская и к верхнему отделу - нарьянмарская свита.
Нижний отдел – T1
В нижнем отделе выделяются чаркабожская и харалейская свиты.
Чаркабожская свита T1cb
В основании свиты залегает базальный пласт песчаника светло-серого с зеленоватым оттенком, с включениями хорошо окатанной гальки, гравия, известняка, мергеля, реже кварца. Глины коричневато-бурые, перемятые, с многочисленными зеркалами скольжения, алевритистые, прослоями тонко отмученные, неравномерно слюдистые по плоскостям наслоения. Алевролиты светло-серые, сильно глинистые, участками листовато-слоистые за счет прослоев глин. Песчаники светло-серые с зеленоватым оттенком, тонко-мелкозернистые, массивные, полимиктовые, неравномерно глинистые, участками слоистые за счет изменения гранулометрического состава.
Мощность в скв. 28-Ошская – 350,7 м.
Харалейская свита+ ангуранская свита T1hr+ T2an
Литологически отложения харалейской свиты представлены песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, полимиктовыми, плотными, крепко сцементированными. Глины темно-коричневые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, сильно перемятые, с зеркалами скольжения массивные, редко с неясной линзовидной слоистостью.
Отложения ангуранской свиты сложены переслаиванием континентальных глин, алевролитов и песчаников. Цвет пород серый и пёстрый. Глины имеют смешанный минералогический состав, сильно перемятые, с зеркалами скольжения. Песчаники серые, зеленовато-серые, полиминеральные, мелкозернистые. Алевролиты тонкозернистые, глинистые, плотные.
Мощность в скв. 28-Ошская – 145,98 м.
Верхний отдел – T3
Нарьянмарская свита T3nm
Отложения представлены сероцветной толщей грубого переслаивания песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием в разрезе последних. Глины серые, красно-бурые, имеют смешанный минеральный состав, сильно перемятые, с зеркалами скольжения, зеленовато-серые, редко охристые, плотные, сильно перемятые. Алевролиты мелко- и крупнозернистые, слюдистые с включениями растительного детрита и плохо окатанных галек глин. Песчаники серые, тонкозернистые, полимиктовые, слюдистые, крепко сцементированные, участками известковистые массивные.
Мощность свиты в скв. 28-Ошская составляет 235,53 м.
Юрская система - J
В составе юрской системы присутствуют нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – J1
Отдел сложен из светло-серых песчаников, переходящих в песок с галькой и валунами кварца и кремня. Выше разрез сложен глинами.
Мощность в скв. 28-Ошская составляет 164,29м.
Средний отдел – J2
Представлен кварцевыми песками с маломощными прослоями глин и слабосцементированных песчаников.
Мощность горизонта на площади колеблется от 81,8 м до 107,9 м (скв. 26,27 – Ошская).
Верхний отдел – J3
Верхнеюрские терригенные отложения согласно залегают на песчаниках средней юры. Верхнеюрская толща имеет глинистый состав в верхней части разреза и песчано-алевритистый в её нижней части. Глины от светло-серых, до черных, аргиллитоподобные, средней крепости, массивные. Песчаники светло-серые мелкозернистые, слюдистые, с включениями хорошо окатанных галек.
Мощность в скв. 28-Ошская составляет 192,18м.
Мезозойская + кайнозоская группы – Mz+Kz
Меловая система (K)
Меловые отложения предположительно представлены только нижним отделом и литологически сложены толщей переслаивания песков, алевролитов и глин. Пески светло-серые, разнозернистые кварц-полевошпатовые, с примесью гальки и гравия. Алевролиты серые, глинистые прослоями с глауконитом. Глины серые, желтовато-серые, вязкие.
Четвертичная система (Q)
Разрез четвертичной системы представлен переслаиванием глин, суглинков, супесей, песков. Глины темно-серые тонкослоистые. Пески плохо отсортированные, участками переходящие в песчаники с галькой и гравием пород различного состава, с прослоями угля.
Общая мощность меловых и четвертичных отложений в скв. 28-Ошская составляет 407,37 м.
ТЕКТОНИКА
Ошская площадь работ в соответствии со схемой тектонического районирования осадочного чехла ТПП расположена в центральной части Колвинского мегавала, входящего в состав Печоро-Колвинского авлакогена.
Колвинский мегавал представляет собой сложно построенную систему поднятий и выделяется в качестве единой положительной структуры начиная со среднекаменноугольного времени. Протяженность мегавала составляет 450 км, ширина - 30¸35 км.
В современном структурном плане Колвинский мегавал представляет собой систему кулисообразно расположенных крупных антиклинальных складок (валов) - Усинской, Возейской, Харьягинской, Ярейюской, Поморской.
По фундаменту Колвинскому мегавалу соответствует узкая линейно вытянутая грабенообразная зона, ограниченная системами крупноамплитудных региональных разломов. В составе фундамента выделяются блоки более низкого порядка, образующие систему выступов и впадин с глубинами погружения фундамента 4¸4,5 и 7,5¸8 км соответственно.
Часть структур в осадочном чехле мегавала наследует поднятия фундамента (Ярейюское, Возейское), другая часть расположена над древними прогибами (Усинская, Харьягинская) и имеет, таким образом, инверсионное строение.
Для унаследованных поднятий характерным является увеличение амплитуды с глубиной, сокращенный разрез до нижнефранских отложений, а также выпадение из разреза отдельных комплексов осадочного чехла. Для инверсионных - увеличение мощностей до нижнедевонских отложений.
Ошская площадь расположена в зоне сочленения Харьягинского и Возейского валов.
Харьягинский вал осложнен системой локальных складок (Ошская, Южно-Харьягинская, Центрально-Харьягинская, Лекхарьягинская, Среднехарьягинская, Северо-Харьягинская, Инзырейская) и является самой крупной инверсионной структурой мегавала. По поверхности фундамента ему соответствует грабенообразный прогиб, в котором глубина залегания фундамента достигает 7,5¸8,0 км.
Ошская структура, являющаяся основным объектом исследования, расположена на пологом склоне фундамента Харьягинской впадины и в современном структурном плане проявляется, начиная с палеозоя.
С юга Ошская структура отделена от Южно-Ошской структуры тектоническим нарушением субширотного простирания, который является отражением поперечного разлома фундамента (И.Д.Чудинова, 1982 г.).
Южно-Ошская структура относится к Возейскому валу. Возейский вал связан с приподнятым блоком фундамента. По кровле фундамента он представляет собой вытянутую в северо-западном направлении структуру протяженностью 16 км, шириной 4 – 8 км, разбитую тектоническими нарушениями на три разновысоких блока: Костюкский, Возейский и Северный. Глубина залегания кровли фундамента в Костюкском и Северном блоках по данным сейсморазведки достигает 7,0-7,5км. В пределах Возейского блока породы фундамента вскрыты скважинами 51 и 63-Возей на глубинах 4516 м и 4260 м соответственно.
По кровле нижнепермских карбонатных отложений вал представляет собой антиклинальное поднятие, в составе которого выделяются Возейская, Западно-Возейская, Костюкская, Северо-Костюкская и Южно-Ошская структуры.
Тектоническое развитие осадочного чехла изучаемой площади работ, как и ТПП в целом, определялось движениями байкальского фундамента и тектоническими напряжениями, проявившимися на платформе в связи с формированием Североуральского геоблока.
Осадочный чехол изучаемой территории сложен палеозойскими и мезо-кайнозойскими породами и подразделяется на структурные этажи (Атлас…., 2000г): ордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-турнейский, визейско-триасовый и юрско-четвертичный, отвечающие каледонскому, раннегерцинскому, позднегерцинскому и киммерийско-альпийскому тектоническим циклам.
В самой нижней части осадочного чехла залегают отложения среднего ордовика, выше - верхнего ордовика и силура, представленные преимущественно карбонатными отложениями и нижнедевонские, преимущественно терригенно-карбонатные отложения. Формирование отложений происходило в условиях интенсивно прогибающегося Колвинского грабенообразного прогиба. В конце ордовикско-нижнедевонского этапа наблюдается повсеместное обмеление бассейна. В связи с предсреднедевонским перерывом отсутствуют пражские и эмские отложения нижнего девона, а также койвенско-бийские отложения эйфельского яруса среднего девона.
В среднедевонское время процесс рифтогенеза продолжился. Формирующиеся прогибы заполнялись обломочным материалом – песчаниками, глинами, алевролитами. В целом, условия осадконакопления изменялись от морских до прибрежно-морских. Конец живетского века характеризуется сокращением областей осадконакопления, связанным с общим высоким стоянием Печорской плиты при условии небольшого снижения глобального уровня моря. Начало следующей крупной трансгрессии характеризует последовательность джьерских отложений. Максимум трансгрессии морского бассейна приходится на доманиковое время, когда изучаемая территория была занята областью некомпенсированного глинисто-карбонатного осадконакопления. Глубоководные условия осадконакопления фиксируются на изучаемой территории и в позднефранское время. Развитие рифов происходило севернее, в пределах Центрально-Харьягинской площади. Там выделяются рифы сирачойского, евланово-ливенского возраста и отложения отмелей задонского и елецкого возраста. В елецкое время в связи с проградацией морского бассейна на территории Ошского месторождения уверенно выделяется серия мелководных пластов F1-F4. Отложения усть-печорского горизонта, верхнефаменского подъяруса и турнейские отсутствуют.
Смещение полосы барьерных рифов и области, занятой глубоководной зоной, определялось глобальным эвстатическим понижением уровня моря в позднефранское время, когда преобладала регрессивная направленность развития палеобассейна. Нарастание регрессии происходило и в фаменское время. На этом фоне наблюдаются частные кратковременные трансгрессии, которые принципиально не изменяли фациальную зональность в палеобассейне. Турнейский век явился заключительной, позднерегрессивной фазой среднедевонско-турнейского этапа развития.
Следующий визейско-серпуховский этап характеризовался развитием в пределах большей части ТПП обширных областей мелководного шельфа. В начальную фазу развития преобладал принос терригенного материала, а в раннесерпуховскую регрессивную фазу происходило засолонение шельфовой равнины - формировалась сульфатно-доломитовая субформация.
Средне-позднекаменноугольный этап почти повсеместно характеризовался карбонатным безглинистым осадконакоплением. Вместе с тем, в позднекаменноугольное время намечаются инверсионные процессы в Печоро-Колвинском авлакогене и Варандей-Адзьвинской структурной зоне. Завершился средне-позднекаменноугольный этап перерывом в осадконакоплении.
На пермском этапе коллизионные процессы в Северо-Уральском подвижном поясе оказали существенное влияние на развитие ТПП. На ассельское время приходится быстрый и значительный подъем уровня моря. Край плиты под нагрузкой скучивающихся масс горно-складчатого сооружения Урала был вовлечен в краевой прогиб.
В пределах Ошского участка установлено распространение в ассельско-сакмарское время мелководно-карбонатного органогенного осадконакопления (Важенин и др., 1991 г., Мартынов и др., 2001 г.).
В позднеартинское время происходило обмеление палеобассейна. Дальнейшее усиление регрессии продолжалось в кунгурское время. В позднепермское время активизация тектонических движений на территории Уральского орогена обусловила эрозию в области сноса и вынос значительного количества обломочного материала на территорию ТПП и севернее за ее пределы.
Конец перми - начало триаса является периодом высокого стояния территории, с которым связан региональный перерыв в осадконакоплении. Отложения следующего, мезозойско-кайнозойского цикла, залегающие со стратиграфическим несогласием на различных подразделениях герцинид, образуют верхний этаж платформенного чехла, отвечающий Печорской наложенной синеклизе. Триасовый период, в целом, характеризовался постепенным затуханием тектонической активности Уральского орогена, континентальными условиями осадконакопления в ТПП и постепенной гумидизацией климата. В конце триаса наступает длительный субаэральный перерыв в осадконакоплении. В начале позднекиммерийско-альпийского цикла тектогенеза тектоническая активность переместилась в Пайхойско-Новоземельскую зону, которая была охвачена складчато-надвиговыми деформациями. В целом, ТПП испытывала слабое погружение.
В результате региональных тектонических процессов, проходивших в разные геологические эпохи и имевших разную масштабность, образовался сложнопостроенный гетерогенный осадочный Тимано-Печорской бассейн орогенно-платформенного типа.
Рис.2. Выкопировка из карты тектонического районирования. Масштаб 1 :1000000
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Ошское месторождение расположено в пределах Харьяга-Усинского нефтегазоносного района (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской провинции (ТПП). Печоро-Колвинская НГО по разведанным запасам углеводородов является одним из крупнейших в ТПП.
Промышленная нефтегазоносность Харьяга-Усинского НГР связана с силурийскими, нижнедевонскими, франскими, фаменскими и нижнепермско-каменноугольными карбонатными отложениями и среднедевонскими, нижнепермскими и нижнетриасовыми терригенными отложениями.
Установленная нефтегазоносность в совокупности с особенностями геологического строения пород-коллекторов и покрышек позволяют описать в Харьяга-Усинском НГР следующие нефтегазоносные комплексы:
1. Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный;
2. Среднедевонско-нижнефранский терригенный;
3. Доманиково-турнейский карбонатный;
4. Верхневизейско-нижнепермский карбонатный;
5. Пермско-триасовый терригенный.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Верхнесилурийские отложения в объеме пржидольского яруса вскрыты на Инзырейской площади. По результатам опробования установлено, что коллекторы обводнены, были получены незначительные притоки пластовой воды (дебиты до 0,2 до 0,4 м3/сут.).
На Леккерском месторождении промышленная нефтеносность установлена в верхнесилурийских отложениях. Продуктивные отложения представлены глинистыми известняками. Покрышкой служат плотные терригенно-карбонатные породы нижнедевонского и верхнесилурийского возраста. В контуре нефтеносности расположены две скважины (скв. 1, 11). Залежь неполнопластовая, сводовая. Средняя глубина залегания пласта 4215 м. Размеры залежи составляют 4,3 х 2,5 км, высота – 176 м. Уровень подсчета принят на абсолютной отметке минус 4183 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 1, в которой получен приток безводной нефти дебитом 1,7 м3/сут по ПУ. Максимальный дебит составил 14,2 м3/сут (скв.11). Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам составляют 12,4 м (скв.1) и 10,4 м (скв.11).
Нефть в пластовых условиях (при Рпл.=62,8 МПа, Тпл.=89 ºС) недонасыщена попутным газом и при давлении насыщения 7 МПа газосодержание составляет 56,3 м3/т. Плотность пластовой нефти 0,776 г/см3, динамическая вязкость 1,77 мПа*с, объемный коэффициент 1,144.
Нефть в стандартных условиях легкая с плотностью 0,832 г/см3, высокопарафинистая (7,5 % вес), малосмолистая (3,5 % вес), малосернистая (0,14 % вес). Содержание асфальтенов 1,9 % вес. Температура застывания нефти +16 ºС, кинематическая вязкость 13,87 мм2/с.
Следует отметить, что при опробовании нижней части отложений лохковского яруса нижнего девона (инт. 4020-4046 м) на Леккерской структуре получен незначительный приток нефти и бурового раствора в объеме 0,75 м3.
На Возейском месторождении установлена промышленная нефтеносность нижнедевонских отложений (Южно-Возейский участок, D1 пачка III (скв. 67).
На Осваньюрском месторождении при испытании нижнедевонских карбонатов (пачка IIIа) в скважине 1-Ю.Уса в эксплуатационной колонне в интервале перфорации 3204,5-3235,5 м получен приток нефти дебитом 0,3 м3/сут. В интервале 3206,4-3245,9 м (д. 28-34) отмечается керн с признаками нефтеносности.
На Ошском месторождении отложения нижнего девона частично вскрыты скважинами 14-Харьягинская, 24, 25, 26 – Ошские (около 70 м). При совместном опробовании нижней части среднедевонских и вскрытого разреза нижнедевонских отложений в этих скважинах, притока не было получено.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Промышленная нефтеносность Харьяга-Усинского НГР связана с терригенными образованиями данного комплекса. Комплекс является одним из основных объектов поисков и разведки на нефть, вмещающий значительный объем промышленных запасов углеводородного сырья.
Залежи нефти в среднедевонских (эйфельских и живетских) отложениях установлены на Харьягинском, Возейском, Усинском месторождениях. Залежи характеризуются как пластовые, сводовые со стратиграфическим и тектоническим экранированием. Покрышкой служат глинистые породы тиманского возраста.
Современное площадное развитие данного комплекса, его стратиграфический объем и толщины в значительной мере предопределены амплитудой предтиманского размыва.
Пласты-коллекторы представлены песчаными породами омринско-кедровского горизонтов (пачки I+II) и колвинского горизонта (пачка III) эйфельского яруса, а также старооскольского надгоризонта живетского яруса («верхняя» пачка).
На Ошском месторождении выявлены две залежи (в пачках III и «верхней»), запасы которых учтены Госбалансом. Характеристика этих залежей приведена в подразделе 6.2.
На Ошской площади в скважине 23-Харьягинская при опробовании в колонне пачек I+II из интервала 4088-4092 м (-3998-4002 м) получено 0,17 м3/сут. слабо разгазированного пресного фильтрата с пленкой нефти по подъему уровня.
На Южно-Ошской площади при испытании скважины 1-Южно-Ошская в открытом стволе из интервала 3845-3867 м (-3754-3776 м) (пачки I+II) получен незначительный приток фильтрата бурового раствора (0,075 м3) с нефтью (0,01 м3). Залежь нефти в песчаниках пачек I+II пластовая, сводовая, литологически экранированная. Коллекторы представлены песчаниками с пористостью до 10 %. Тип коллектора поровый. Продуктивные отложения перекрываются зональной покрышкой, глинисто-алевролитовой пачкой кедровско-омринского горизонтов.
Нефтеносность эйфельских терригенных отложений омринско-кедровского возраста (пачка I) установлена на Харьягинском месторождении. Продуктивная пачка I имеет общую толщину порядка 50 м. В её составе выделяются два продуктивных пласта снизу-вверх I-1 и I-2, разделенных между собой прослоем глинистых отложений толщиной порядка 40 м. Пласты характеризуются высокой прерывистостью по площади структуры и небольшими толщинами. Песчаные коллекторы развиты фактически в виде отдельных линзовидных песчаных тел, распространение которых ограничивается районом единичных скважин. На остальной части структуры коллекторы отсутствуют, разрез пласта здесь представлен преимущественно глинистыми отложениями.
На Ошском месторождении скважиной 14-Харьягинская открыта залежь нефти в отложениях эйфельского яруса колвинского горизонта (пачка III). При опробовании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации 3902-3918 м (-3815-3831 м) получен приток нефти дебитом 176 м3/сут. на штуцере 9 мм. В скважине 24-Ошская по результатам испытаний и обработки данных ГИС установлено, что коллекторы обводнены. Скважина 23-Харьягинская вскрыла коллекторы пачки III ниже уровня ВНК, что подтверждается результатами испытаний и интерпретацией данных ГИС.
В скв. №28- Ошской при опробовании III объекта в интервале 3907-3930м (III пачка D2ef) за 36.16 мин. при средней депрессии 13.07 МПа было получено 0.37 м3 фильтрата бурового раствора плотностью 1.18 г/см3. Средний дебит составил 17.04 м3/сут.
На территории Колвинского мегавала в отложениях живетского яруса среднего девона открыты залежи нефти на месторождениях: Харьягинском, Инзырейском, Сарутаюском, им. Ю.Россихина, Усинском, Возейском и на Южно-Ошском. Залежи нефти пластового типа, стратиграфически, литологически и тектонически экранированные.
Залежь нефти в терригенных отложениях «верхней» пачки живетского яруса старооскольского надгоризонта среднего девона на Ошском месторождении открыта скважиной 24-Ошская. При опробовании в колонне из интервала 3817-3820 м (-3727-3730 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 132,7 м3/сут. на штуцере 7,8 мм.
В скважине 28-Ошская из старооскольских отложений (в.п.D2st) (интервал 3813,6-3817,6 м, 3823,6-3827,4 м, 3829,4-3830,4 м) был поднят керн, с выпотами нефти. По результатам испытания в открытом стволе из интервала 3799-3852 м (в.п.D2st) при опробовании за 8.67 мин. при средней депрессии 10.57 МПа получено 3.44 м3 сильногазированного бурового раствора плотностью 1.06 г/см3 с плёнкой нефти. Средний дебит составил 662.35 м3/сут.
На территории Колвинского мегавала нефтеносность нижнефранских песчаников джъерского горизонта установлена на Харьягинском, Инзырейском, Лекхарьягинском, Восточно-Сарутаюском, Ольгинском месторождениях и месторождении им. Ю.Россихина.
На Харьягинском месторождении залежь нефти в джъерских отложениях пластовая, сводовая, литологически экранированная. Нефтеносность приурочена к кварцевым песчаникам с поровым типом коллектора, средней пористостью до 12 % и проницаемостью 0,036-0,45 мД. Нижнефранские гранулярные коллекторы характеризуются полиминеральным составом обломочной части, различной окатанностью зерен.
В скважине 15-Харьягинская из джъерских отложений получен приток нефти дебитом 33,9 м3/сут. на штуцере 3 мм. На Восточно-Сарутаюском месторождении при испытании скважины 21-Восточно-Сарутаюская в открытом стволе получен приток нефти дебитом 47,1 м3/сут. при депрессии на пласт 19,65 МПа. На Инзырейском месторождении при испытании скважин 205 и 206-Инзырейских в открытом стволе получены притоки нефти дебитами от 0,2 м3/сут. переливом (скв. 205) до 123,3 м3/сут. при среднединамическом уровне 417 м.
По свойствам нефть в стандартных условиях легкая (0,85 г/см3), высокопарафинистая (35,6 %), в пластовых условиях плотность нефти составляет 0,69-0,71 г/см3, вязкость – 0,78-1,3 мПа*с, давление насыщения – 17,0-22,6 МПа, газовый фактор – 136,2-223,7 м3/т, объемный коэффициент – 1,3-1,52.
В джъерских отложениях выявлена залежь нефти с аномально высоким пластовым давлением на Инзырейском месторождении. По строению залежь литологически ограниченного типа. По результатам испытаний скважин 201, 204, 251, 206 – Инзырейские получены притоки нефти дебитом до 85 м3/сут. на штуцере 13 мм. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками пористостью до 9,2 %. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется в пределах 0,8214-0,8291 г/см3, вязкость 12,52-17,22 мкм2/с. Нефть высокопарафинистая (до 18,15 % вес.), малосернистая (0,07-0,09 % вес.).
На Ошском месторождении из отложений джъерского горизонта в скважине 14-Харьягинская при опробовании в интервале 3682-3694 м (-3595-3607 м) притока не получено.
Тиманский и саргаевский горизонты, являющиеся региональным флюидоупором, распространены на территории Колвинского мегавала повсеместно и представлены пачкой глин и алевролитов с прослоями плотных песчаников и известняков.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
В состав комплекса входят среднефранские (доманиковый горизонт), верхнефранские, фаменские отложения девонской системы и турнейский ярус каменноугольной системы. Отложения комплекса формировались, преимущественно, в условиях мелководного шельфа с карбонатным осадконакоплением.
Промышленная нефтеносность Харьяга-Усинского НГР связана с карбонатными образованиями данного комплекса. Коллекторы представлены битуминозными известняками доманикового горизонта среднефранского подъяруса, рифовыми образованиями верхнефранского подъяруса и карбонатными разностями фаменского яруса верхнего девона.
Отложения доманикового горизонта в зарифовой зоне вскрыты на большинстве площадей Колвинского мегавала: Ярейюской, им. Ю.Россихина, Хановейской. На Ярейюском месторождении в результате испытаний получены притоки пластовой воды дебитами 132-486 м3/сут., на месторождениях им. Ю.Россихина и Хановейской площади по данным ГИС коллекторы обводнены.
Промышленная нефтеносность комплекса в пределах района установлена на Возейском (D3dm – пачки I+II (Костюкское поднятие), D3fm - пласт Ф1), Усинском (D3fm - пласты Ф4+Ф5), Харьягинском (D3f3 – ухтинские слои (рифы), пачка III), Осваньюрском (D3fm1 – пласты Ф1 и Ф4) месторождениях.
Залежь нефти в доманиковых отложениях выявлена на Возейской структуре. По строению залежь пластовая, литологически экранированная.
На Ошском месторождении отложения доманикового горизонта испытаны в скважине 14-Харьягинская совместно с отложениями джъерского горизонта: интервал 3553-3561, 3682-3694 м (-3466-3474, -3595-3607 м). Притока не получено.
На Харьягинском, Среднехарьягинском и Инзырейском месторождениях выявлены залежи нефти в сирачойских отложениях рифогенного генезиса.
На Харьягинском месторождении залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная. Нефтегазоносность верхнефранских отложений связана с барьерным рифом. Продуктивные отложения представлены преимущественно порово-кавернозными известняками в верхней части рифа и доломитами в нижней его части. Залежи, выявленные в верхнефранских отложениях, представляют собой единую гидродинамическую систему. Максимальный дебит составил в скважине 57-Харьягинская – 1952 м3/сут. Нефть легкая (0,836 г/см3), малосмолистая (4,4 %), малосернистая (0,38 %), высокопарафинистая (13,8 %).
Залежи нефти на Среднехарьягинском и Инзырейском месторождениях массивные, сводовые, тектонически и литологически экранированные. На Среднехарьягинском месторождении высота залежи в сирачойских отложениях достигает 136 м. Максимальный дебит нефти получен в скважине 141-Среднехарьягинская и составил 150 м3/сут. На Инзырейском месторождении при испытании скважины 253 в открытом стволе из верхней части залежи получен приток нефти расчетным дебитом 100,8 м3/сут. Покрышкой для залежей служат глинисто-карбонатные отложения евлановско-ливенского возраста.
В скважине 1-Южно-Ошская при совместном испытании отложений евланово-ливенского и сирачойского возраста (III+II пачки) в открытом стволе (интервалы 3369-3372, 3374-3379, 3381-3385, 3390-3401, 3457-3460 м (-3277-3280, -3282-3287, -3289-3294, -3298-3309, -3365-3368 м)) дебит нефти составил 113,7 т/сут. на штуцере 8 мм. При опробовании отложений III пачки евланово-ливенского возраста из интервала 3367-3403 м (-3275-3311 м) получено 0,84 м3 газированной нефти за 9 минут.
Из отложений евланово-ливенского возраста в скважине 26-Ошская из интервала 3616-3655 м (-3324-3363 м) получен приток газированной нефти с фильтратом бурового раствора в объеме 0,12 м3.
В скважине 27-Ошская из евланово-ливенских отложений (интервал 3356-3383,9 м
(-3260-3287 м) был поднят нефтенасыщенный керн, в виде слабых выпотов нефти с примазками черного битумного вещества. По результатам испытания в открытом стволе из интервала 3345-3384 м (-3249-3288 м) притока не получено.
Залежь нефти в фаменских отложениях задонского возраста открыта на Харьягинском месторождении. По строению залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная. Нефтеносность приурочена к каверново-поровым коллекторам с пористостью 10-12 %.
На Леккерском месторождении выявлена нефтяная залежь в отложениях верхнего девона. Промышленно нефтеносными являются карбонатные пласты Ф4 и Ф5 нижне- и среднефаменского подъярусов. Залежь в отложениях пласта Ф4 классифицируется как пластовая сводовая, тектонически экранированная и литологически ограниченная. Коллекторами являются доломиты и известняки порово-трещинного типа. Максимальные дебиты нефти при испытании в колонне составили 262,2 т/сут. на штуцере диаметром 7,14 мм и 407,9 т/сут. на штуцере диаметром 12,7 мм после СКО (скв. 12). В пластовых условиях нефть залежи недонасыщена газом, давление насыщения при пластовом давлении 26,68-27,56 МПа составляет 19,78 МПа, нефть легкая (0,724-0,760 г/см3), маловязкая (1,35-1,99 мПа·с). Разгазированная нефть характеризуется плотностью 0,839 г/см3 и является вязкой (12,11 мм2/с), парафинистой (5,6 %), сернистой (0,7 %).
Залежь в отложениях пласта Ф5 классифицируется как пластовая сводовая, тектонически экранированная и нарушенная. Коллекторами являются доломиты и известняки порово-трещинного типа. Максимальный дебит нефти при опробовании пласта Ф5 в колонне составил 255,9 т/сут. на штуцере диаметром 8,73 мм после СКО (скв. 12). В пластовых условиях нефть легкая с плотностью 0,744 г/см3, недонасыщена газом, давление насыщения составляет 19,66 МПа при пластовом давлении от 26,61 до 27,56 МПа. Разгазированная нефть характеризуется плотностью 0,846 г/см3 и является вязкой (14,27 мм2/с), парафинистой (5,6 %), сернистой (0,7 %).
На Ошском месторождении фаменские отложения испытаны в скважинах 24 и 25-Ошские.
В скважине 24-Ошская было испытано: один объект в задонских отложениях и три в елецких. В результате испытаний из задонских отложений из интервала 2567-2609 м (-2478-2520 м) получен приток пластовой воды расчетным дебитом 28,2 м3/сут. Из отложений елецкого возраста притока не получено.
В скважине 25-Ошская были испытаны два объекта: в задонских и елецких отложениях. В результате испытаний притока флюида не получено ни по одному объекту.
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК включает отложения каменноугольной и пермской систем, распространен по всей территории Тимано-Печорской провинции и залегает под региональной нижнепермской покрышкой. Отложения комплекса на большей части ТПП залегают на глубинах 2000-4000 м и обеспечивают, с учетом имеющихся коллекторов и покрышек, хорошую сохранность залежей углеводородов. Природные резервуары в визейско-нижнепермском НГК распределены по территории и по разрезу достаточно сложно.
На Леккерском месторождении установлена залежь нефти в терригенных отложениях визейского яруса нижнего карбона. Залежь характеризуется как пластовая сводовая, тектонически экранированная и литологически ограниченная. Максимальный дебит нефти при испытании в колонне составил 60 м3/сут на штуцере диаметром 8 мм (скв.223). В пластовых условиях нефть характеризуется плотностью 0,7387 г/см3, является недонасыщенной газом, давление насыщения составляет 13,65 МПа при пластовом давлении равном 16,1 МПа. Разгазированная нефть характеризуется плотностью 0,839 г/см3 и является средневязкой – 10,49 мм2/с, смолистой – 7,82 %, парафинистой – 4,69 %, сернистой – 0,59 %.
Нефтеносность серпуховских отложений на территории Колвинского мегавала установлена на Усинском месторождении. Залежи нефти приурочены к подангидритовым доломитам. Залежь характеризуется высоким газовым дефицитом вследствие невысоких изолирующих свойств сульфатных пород серпуховского яруса. Нефть легкая (0,8076 г/см3), высокопарафинистая (9,54 % вес.).
На Леккерском месторождении промышленная нефтеносность установлена в карбонатах 1 пачки подангидритовой толщи серпуховского яруса (пачка 1). Продуктивные отложения пачки 1 серпуховского яруса нижнего карбона представлены доломитизированными известняками переходящими в доломиты, сильно пористыми, выщелоченными, кавернозными с прослоями аргиллитов. Тип коллектора каверно-поровый. Залежь характеризуется как пластовая, сводовая. Покрышкой является ангидритовая пачка нижнесерпуховского подъяруса нижнего карбона мощностью 120 м, сложенная переслаиванием ангидритов и плотных сульфатизированных известняков и доломитов. Дебиты колеблются в пределах от 73,1 м3/сут на штуцере Ø 7,9 мм (скв.101) до 141,3 м3/сут на штуцере Ø 9,5 мм (скв.100А).
При испытании серпуховских отложений на Южно-Хыльчуюском, Северо-Харьягинском и Хыльчуюском месторождениях были получены притоки воды дебитами до 625 м3/сут.
Промышленная нефтегазоносность Возейского газоконденсатнонефтяного месторождения связана с крупной нижнепермско-каменноугольной залежью. Нижнепермско-каменноугольная залежь нефти состоит из двух самостоятельных залежей. Первая пластовая залежь связана со слоистыми шельфовыми известняками и замещающими их по латерали массивными биогермными водорослевыми известняками ассельского возраста. Вторая залежь массивная, приурочена к известнякам верхне- среднекаменноугольного возраста. Залежи разделены пачкой плотных глинистых карбонатов ассельского яруса мощностью до 42 м. ВНК для обеих залежей принят на отметке минус 1545 м. Общая высота достигает 94 м. В области выхода под размыв верхнекаменноугольных отложений залежь нефти приурочена к эрозионному останцу, сложенному известняками верхне- среднекаменноугольного возраста.
Ассельско-сакмарские и артинские отложения нижней перми имеют площадное распространение. Продуктивность ассельско-сакмарских отложений установлена на Харьягинском, Инзырейском, Сарутаюском, Северо-Харьягинском, Южно-Хыльчуюском, Ярейюском, Усинском, Возейском месторождениях. Дебиты нефти варьируют в широком диапазоне: от 0,8 до 120,6 м3/сут. Коллекторы представлены органогенными известняками пористостью 9,6-26,5 %, проницаемостью 0,003-390,7 мД. Покрышкой для залежей служат глинистые породы кунгурского яруса нижней перми толщиной до 130 м.
Плотность нефти в пластовых условиях составляет 0,75-0,806 г/см3, вязкость 1,7-2,17 мПа*с. Нефти малосмолистые, парафинистые, сернистые.
На южном блоке Инзырейского месторождения из карбонатных отложений ассельско-сакмарского возраста в скважине 253 в открытом стволе получен приток нефти дебитом 1,69 м3/сут. Плотность нефти в стандартных условиях составляет 0,8343-0,8397 г/см3, вязкость 6,0-6,66 мкм2/с.
На Северо-Ярейюской и Южно-Инзырейской площадях получены притоки пластовой воды с пленкой нефти.
На Возейском месторождении в пределах Костюкского поднятия выделяется залежь, продуктивность которой связана с карбонатными нижнепермскими отложениями. Залежь нефти в ассельских и артинских отложениях установлена разведочной скв.117, в которой из биоморфных известняков ассельского возраста получен приток пластовой воды с нефтью, а из артинских глинисто-алевролитово-карбонатных отложений – приток нефти дебитом 130,6 т/сут через штуцер 8 мм. Залежь водоплавающая и при пластово-массивном характере строения природного резервуара приурочена к самой повышенной части локального куполовидного поднятия Костюкской структуры.
Залежи нефти в артинских отложениях установлены на Харьягинском, Ярейюском, Лекхарьягинском, Северо-Харьягинском и Ольгинском месторождениях. Коллекторы представлены карбонатно-терригенными породами, детритовыми и песчанистыми известняками порового, порово-трещинного типа пористостью 15-20%. Залежи нефтегазоконденсатные, нефтегазовые, нефтяные. Дебиты газа достигают 156,4 тыс.м3/сут., нефти 6,9 м3/сут.
На Харьягинском месторождении установлены две залежи нефти в артинских отложениях. Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные.
В северной части Колвинского мегавала по физико-химическим свойствам нефти легкие (0,83-0,864 г/см3), малопарафинистые, маловязкие (вязкость в поверхностных условиях 4,35-9,65 сСт).
Усинское месторождение многозалежное и по количеству запасов нефти относится к категории крупных. Основные промышленные залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона и нижней перми.
Пермо-карбоновая залежь нефти находится на глубине 1100-1500 м в карбонатах нижнепермско-каменноугольного возраста и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа*с). Залежь сводовая массивная, структурного типа, с поровыми, каверно-поровыми и трещинными коллекторами. Покрышкой является мощная толща глин, алевролитов, песчаников верхнепермского возраста.
Пермско-триасовый терригенный НГК
В состав комплекса входят отложения кунгурского яруса нижнего отдела перми, уфимского, казанского и татарского ярусов верхнего отдела перми и триасовые отложения.
Комплекс распространен практически повсеместно. Сложен он преимущественно терригенными породами: глинами, аргиллитами, алевролитами, песчаниками, нередко с прослоями углей. Карбонатные породы (известняки и доломиты в различной степени глинистые) образуют прослои мощностью от 0,1-,5 до 20-30 м.
Нефтеносность кунгурского яруса установлена на Хыльчуюском, Южно-Хыльчуюском, Ярейюском и Сарутаюском месторождениях. Тип залежей пластовый, массивный, литологически экранированный. Коллекторы представлены песчаниками полимиктовыми, разнозернистыми пористостью 7,9-20 %, проницаемостью 0,007-92,9 мД.
На Южно-Хыльчуюском месторождении установлена небольшая массивная залежь, по фазовому состоянию углеводородов – газонефтяная, приуроченная к кунгурским отложениям нижней перми. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется в пределах 0,822-0,851 г/см3, вязкость 6,3-7,71 мкм2/с. В пластовых условиях плотность равна 0,777-0,810 г/см3, вязкость 2,41-3,6 мПа*с. Нефти смолистые, парафинистые, сернистые.
Нефтеносность верхнепермских отложений в пределах рассматриваемого района связана с полимиктовыми песчаниками уфимского и казанского ярусов.
Промышленные залежи выявлены на Чедтыйском, Возейском (Костюкское поднятие), Усинском и Харьягинском месторождениях. Выявленные залежи нефти пластовые сводовые, литологически ограниченные и тектонически экранированные. Коллекторы характеризуются пористостью от 21 % до 26,5 %.
Нефти на Харьягинском месторождении легкие (0,83-0,84 г/см3), маловязкие (2,32-3,59 мПа·с), малосернистые (0,37-0,49 %), высокопарафинистые (8,1-14,7 %), на Возейском месторождении – от лёгких (0,820-0,859 г/см3), маловязких (3,63-9,07 мПа·с), малосернистых (0,5-0,67 %) и парафинистых (3,14-6,0 %) на Костюкском поднятии до тяжелых (0,893 г/см3), высоковязких (112,5 мПа·с), сернистых (1,37 %) на Южно-Возейском участке. На Усинском месторождении нефти наиболее тяжелые (0,923 г/см3) и высоковязкие (206 мПа·с).
На Осваньюрском месторождении в скважинах 2-Осваньюрская (интервал 1310,5-1333,3 м) и 1-Южно-Усинская (интервал 1277,0-1285,0 м) при опробовании в процессе бурения верхнепермских отложений получены притоки минерализованной воды. По керну в скважинах 1-Южно-Усинская (долбления 2-3) и 2-Осваньюрская (долбление 4) отмечается нефтенасыщение песчаников.
Промышленная нефтеносность нижнетриасовых отложений связана с песчаными пластами, пористость которых достигает 18-25 %, проницаемость 1 Д. Залежи нефти и газа пластовые сводовые, литологически ограниченные выявлены на Харьягинском (нефть), Ярейюском (газ) и Хыльчуюском (газ, нефть) месторождениях. Дебиты нефти от 2 до 25 м3/сут., газа 29 - 280 тыс.м3/сут. Покрышки локальные, глинистые.
Небольшие залежи нефти в нижнетриасовых отложениях открыты на Хыльчуюском месторождении, залежи газа – на Ярейюском месторождении. Нефть в залежах комплекса характеризуется следующими параметрами: плотность - 0,840-0,851 г/см3, вязкость пластовая - 2,41-5,0 мПа*с; содержание серы изменяется в пределах 0,32-1,1 % вес., парафина - 1,44-2,73 % вес., смол и асфальтенов - 4,08-8,38 % вес.; температура застывания нефти изменяется незначительно - 13-14 ºС. Свободный газ залежей метанового состава, плотность газа по воздуху 0,60-0,70, содержание тяжелых углеводородов 2,88-20,55 % об., содержание стабильного конденсата от 0,6 до 37,8 см3/м3, сероводорода – нет, содержание азота - 1,84-7,16 % об., углекислого газа - 0,09-4,65 % об.
Верхне- среднетриасовые коллекторы в северной части Колвинского мегавала обводнены.
На Ошском месторождении опробование пластов данного комплекса не проводилось.
Характеристика залежей нефти в среднедевонских отложениях
На Ошском месторождении выявлены залежи нефти в отложениях старооскольского надгоризонта живетского яруса и колвинского горизонта эйфельского яруса среднего девона. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения «верхней» пачки (D2st) и III пачки (D2ef).
На Ошском месторождении продуктивные отложения вскрыли поисково-разведочные скважины 14, 24, 25, 26, 27, 28. Промышленные притоки нефти из «верхней» пачки при опробовании в эксплуатационной колонне получены в скважинах 14, 24, 25, 26, 27, 28; из III пачки – в скважине 14.
Залежь нефти в терригенных отложениях III пачки
колвинского горизонта эйфельского яруса среднего девона
Общая толщина III пачки составляет порядка 50 м. В ее составе выделяются два проницаемых пласта снизу-вверх: III-1 и III-2, разделенных между собой прослоем непроницаемых отложений толщиной порядка 25-40 м. Пласты характеризуются прерывистостью по площади структуры и небольшими толщинами.
В основании III пачки находится пласт III-1, коллекторы которого водонасыщены во всех скважинах.
В кровле III пачки залегает пласт III-2, в котором выявлена залежь нефти. Максимальная эффективная толщина (8,6 м) вскрыта в скважине 14, к югу коллекторы постепенно выклиниваются и замещаются по разрезу глинистыми образованиями, к северу толщина коллекторов сокращается до 3,9 м в скважине 24, а в скважине 25 отложения пласта III-2 «выбиты» нарушением.
Из четырех скважин, вскрывших отложения пласта III-2, в контуре нефтеносности находятся скважины 14 и 26.
Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная и тектонически экранированная. Литологическое замещение проницаемых песчаников III пачки плотными породами наблюдается южнее скважины 23 по направлению к Южно-Ошской площади. Граница замещения условно может быть проведена на середине расстояния между скважинами 23 и 1-Южно-Ошская. Размеры залежи 4,5 х 2 км, высота залежи 90 м.
Коллекторы представлены песчаниками кварцевыми с гранулярной пористостью.
Покрышкой для залежи служат отложения глинисто-карбонатной пачки колвинского горизонта эйфельского яруса среднего девона толщиной 76 м.
Пласт III-2 максимально расчленен в скважине 14. Здесь в интервале глубин 3903,5-3916,6 м выделяется 6 нефтенасыщенных песчаных прослоев толщиной от 0,9 до 2,0 м. Суммарная их толщина составляет 8,6 м. Пласт в скважине до подошвы нефтенасыщен. В скважине 26, находящейся в присводовой части структуры, в пласте III-2 объем коллекторов резко сокращается. В ней выделен один нефтенасыщенный прослой толщиной 1,2 м. Далее в южном направлении коллектор выклинивается.
В законтурной области в скважине 23 пласт III-2 состоит из двух проницаемых прослое толщиной 1,7 и 2,3 м, а в скважине 24 выделены три проницаемых прослоя общей толщиной 4,0 м.
В скважине 25 коллекторы отсутствуют, т.к. большая часть III пачки «выбита» нарушением сбросового типа амплитудой 85 м.
Водонефтяной контакт залежи скважинами не вскрыт. Уровень подсчета принят по данным ГИС в скважине 14 на абсолютной отметке минус 3830 м по подошве нефтенасыщенного коллектора, при опробовании которого получен приток безводной нефти, кровля водонасыщенного коллектора вскрыта на отметке минус 3844 м в скважине 24.
В скважине 14 при опробовании интервала 3902-3918 м (-3815-3831 м) в эксплуатационной колонне получен фонтанный приток нефти дебитом 176 м3/сут. через штуцер диаметром 9 мм.
Начальное пластовое давление на глубине 3920 м равно 50,05 МПа, пластовая температура 95 ºС (в законтурной области, в скважине 24). Коэффициент аномальности пластого давления составляет 1,2, что свидетельствует об ограниченности резервуара и указывает на присутствие в залежи упругого режима. На Харьягинском месторождении для аналогичных залежей характерен преимущественно замкнутоупругий режим.
Нефть легкая, высокопарафинистая, малосмолистая, малосернистая.
В скважине 28 по заключению ГИС инт. 3950,8-3951,7 м выделен низкопористый нефтенасыщенный коллектор в отложениях D2ef.
Залежь нефти в терригенных отложениях «верхней» пачки
старооскольского надгоризонта живетского яруса среднего девона
В контуре нефтеносности расположены скважины 14, 24, 25, 26, 27, 28. Скважина 23 пробурена за контуром нефтеносности.
Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Залежь «верхней» пачки ограничена с запада и востока контуром нефтеносности, на севере границей является нарушение сбросового типа северо-западного простирания. На юге лицензионного участка, согласно последним структурным построениям, наблюдается подъем структурного плана в сторону Южно-Ошского месторождения. Большая часть Южно-Ошского месторождения находится в пределах горного отвода ЗАО «КолваНефть», а западная и южная части площади в пределах горного отвода ЗАО «Нефтус». По имеющимся данным замеров пластового давления в начальный период разработки месторождения пластовое давление составляло 49,05 МПа (1990 г.) и на текущий момент в скважине 28 составляет 10,57 МПа (2009 г.). Можно уверенно говорить о том, что залежь нефти «верхней» пачки на Ошском и Южно-Ошском месторождениях единая. На общность залежи указывает и общность физико-химических свойств нефтей. В данном подсчете южным ограничением залежи нефти «верхней» пачки принята граница лицензионного участка. Размеры залежи в пределах лицензии 12 х 2,6 км, высота – 90 м.
Коллекторы представлены песчаниками кварцевыми с гранулярной пористостью.
Нефтенасыщенные песчаники «верхней» пачки в скважине 14 вскрыты в интервале глубин 3804,9-3819,6 м, где выделяется 4 проницаемых прослоя толщиной 1,1-4,2 м. Суммарная их толщина составляет 10,2 м, при общей толщине пачки 78,2 м.
В скважине 24 в интервале 3805,5-3821,6 м выделены 10 нефтенасыщенных пропластков толщиной 0,6-1,4 м. Суммарная их толщина составляет 11,1 м, при общей толщине пачки 83,7 м.
В скважине 25 нефтенасыщенные песчаники вскрыты в интервале глубин 3801,3-3824,7 м, где выделяется 12 проницаемых прослоев толщиной 0,6-4,8 м. Суммарная их толщина составляет 19,5 м, при общей толщине пачки 80 м.
Нефтенасыщенные песчаники «верхней» пачки в скважине 26 вскрыты в интервале глубин 3959,2-4006,5 м, где выделяется 22 проницаемых прослоя толщиной 0,5-2,4 м. Суммарная их толщина составляет 33,6 м, при общей толщине пачки 61,3 м.
В скважине 27 в интервале 3762,1-3799,0 м выделены 10 нефтенасыщенных пропластков толщиной 0,9-4,2 м. Суммарная их толщина составляет 26,4 м, при общей толщине пачки 57,4 м.
В скважине 28 по заключению ГИС инт. 3798,5-3828,3 м выделено 21,2 м нефтенасыщенных коллекторов в отложениях D2st. После перфорации III объекта: инт. 3801-3818 м. была выполнена кислотная обработка простреленного интервала. Свабированием скважина выведена на режим фонтанирования, отобрано 95м3 жидкости. В процессе исследований проведена отработка скважины на штуцере Ø14мм, на выходе нефть. Qср.≈168м³/сут., Рзаб. (гл.3782м/3744,6м по вертик.) – 227,2атм., депрессия 87 атм., Кпрод.-1,93м3/(сут*атм).
В пределах залежи нефти в отложениях «верхней» пачки в скважине 14 при опробовании интервала с абсолютными отметками -3717 - 3721 м был получен приток нефти с минерализованной водой. Присутствие пластовой воды связано с перетоком из нижележащих водонасыщенных интервалов разреза.
В скважинах 24 и 25 из нижних нефтенасыщенных коллекторов на отметках минус 3731,5 и минус 3734,0 м, соответственно, выделенных по ГИС, в результате опробований в колонне получены безводные притоки нефти.
В скважинах 26 и 27 во вскрытой части разреза «верхней» пачки по ГИС выделены нефтенасыщенные коллектора на более высоких гипсометрических отметках, из которых при опробовании перфорированных интервалов получены притоки нефти.
Таким образом, в скважинах по разрезу «верхней» пачки опробовалась только нефтенасыщенная часть.
В результате ВНК по залежи «верхней» пачки принят по ГИС на отметке минус 3733м, как среднеарифметическое значение самых нижних абсолютных отметок подошв нефтенасыщенных коллекторов в скважинах.
Покрышкой для залежи служат одновозрастные глинисто-алевролитовые отложения толщиной от 17 до 112 м.
Притоки нефти в эксплуатационной колонне получены в скважинах 14, 24, 25, 26, 27, 28. Максимальный дебит нефти при опробовании в колонне составил 545,8 м3/сут на штуцере диаметром 10 мм в скважине 25.
Начальное пластовое давление на глубине 3800 м равно 49,05 МПа, пластовая температура 92 °С. Коэффициент аномальности пластого давления составляет 1,2, что свидетельствует об ограниченности резервуара и указывает на присутствие в залежи упругого режима. На Харьягинском месторождении для аналогичных залежей характерен преимущественно замкнутоупругий режим.
Нефть легкая, высокопарафинистая, малосмолистая, малосернистая.
Источник: Отчет о результатах бурения разведочной скважины № 28 - Ошская в пределах лицензионного участка Ошского месторождения ООО ЛУКОЙЛ-Коми. НРМ 00651 НР. Отчет по договору № 10Y2518, доп.согл. № 40/2012. Кузькоков К.В. и Кузьминых Е.П. 2012
Следующее Месторождение: Северо-Хохряковское