Месторождение: Северо-Кожвинское (ID: 36102)

Северо-Кожвинское нефтяное месторождение

Северо-Кожвинское нефтяное месторождение находится в Печорском районе Республики Коми. Месторождение открыто в 1977 году в результате геологопоисковых работ. Первооткрывательницей месторождения является поисковая скважина № 44, в которой при опробовании трёх интервалов в эксплуатационной колонне был получен фонтанный приток нефти. Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями пашийского, афонинского, старооскольского горизонтов. Пробная эксплуатация месторождения проводилась с 1980 года. С 1983 года начато его промышленное освоение. В статье рассмотрена литолого-стратиграфическая и тектоническая характеристика месторождения, его нефтегазоносность, а также проведено описание условий осадконакопления и свойств коллекторов.

Стратиграфия месторождения

 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Северо-Кожвинского месторождения приводится в соответствии с унифицированной схемой стратиграфии. Образования байкальского фундамента в пределах месторождения не вскрыты, но изучены бурением на близлежащих площадях, где слагают терригенную (№№ 13–Сотчемью, 21–Лемью-Ираель) и терригенно-карбонатную (№№ 11, 13– Седьвож) формации позднерифейско-вендского возраста, перекрытые в ряде скважин венд-кембрийской молассой и прорванные интрузиями гранитов (№ 11–Малая Пера). Осадочный чехол на месторождении изучен в объёме палеозойских, мезозойских и четвертичных отложений. Вскрытая мощность осадочного чехла составляет 2401 м (скважина № 11 Северо-Аресская). Наиболее древними из вскрытых являются верхнеордовикские образования.

Палеозойская группа – PZ

Ордовикская система (О)

 Ордовикская система (О) представлена отложениями верхнего отдела (О3), в разрезе которого, вскрытого скважиной № 11, выделяются малотавротинский и салюкинский горизонты. Осадки малотавротинского горизонта (O3mt), вскрытого мощностью 16 м, представлены переслаиванием доломитов, домеритов и аргиллитов с преобладанием первых. Разрез салюкинского горизонта (O3sl) мощностью 17 м в скважине № 11 сложен глинисто-сульфатно-карбонатной ассоциацией пород в виде тонкого переслаивания пестроцветных доломитов, домеритов, аргиллитов.

Силурийская система (S)

Силурийская система (S) представлена только нижним отделом (S1) мощностью 72 м. Седиментационные и вторичные зеленовато-серые доломиты, неравномерно обогащённые глинисто-алевритовым материалом.

 Девонская система (D)

 Девонская система (D) в районе месторождения присутствует в объёме верхнего отдела мощностью до 700 м. Нижний и средний отделы размыты. Верхний отдел (D3) сложен породами франского и фаменского ярусов.

Франский ярус (D3f) представлен в объёме нижнего, среднего и верхнего подъярусов и характеризуется различными по литологии породами общей мощностью 443 м.

На Северо-Аресском месторождении нижнефранский подъярус присутствует только в объёме джьерского и тиманского горизонтов.

Джьерский горизонт (D3dzr) мощностью 43 м представлен частым ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинистых разностей. Породы содержат примесь туфогенного материала.

Тиманский горизонт (D3tm) является региональным флюидоупором для среднедевонско-франского нефтегазоносного комплекса. Горизонт представлен преимущественно глинистыми осадками. В нижней части аргиллитами с прослоями алевролитов, туфоалевролитов, туфопелитов и туфов. В верхней части горизонта разрез сложен ритмичным переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Мощность горизонта составляет 30 м.

 Отложения среднефранского подъяруса слагают осадки саргаевского и доманикового горизонта.

Саргаевский горизонт (D3sr).

Разрез горизонта мощностью 20–25 м представлен тонким переслаиванием разнообразных пород – тёмно-серых, чёрно-коричневых аргиллитов, мергелей, глинистых тонкокристаллических известняков. В верхней части саргаевского горизонта (5–10 м) обычно появляются прослои битуминозных известняков и глинисто-битуминозных сланцев. Для этой части разреза характерны многочисленные и довольно разнообразные остатки ископаемых организмов.

Доманиковый горизонт (D3dm). Отложения доманикового горизонта мощностью 8 м представлены тонкослоистыми известняками тёмно-серыми до чёрных, глинистыми и битуминозными, с прослоями мергелей и глинистых сланцев. Горизонт уверенно выделяется по керну и на диаграммах каротажа (высокие значения КС) и является региональным репером.

 Отложения верхнефранского подъяруса в объёме ветласянского, сирачойского и нерасчленённых евлановского и ливенского горизонтов представлены образованиями трёх литолого-фациальных зон – «зарифовой» мелководно-шельфовой, рифогенной и депрессионной (компенсирующие толщи заполнения предрифовой впадины и доманикоидные отложения).

Ветласянский горизонт (D3vt) мощностью 20 м представлен тёмно-серыми и чёрными битуминозными аргиллитами и глинистыми тонкослоистыми сланцами, неравномерно алевритистыми, с прослоями алевролитов. В верхней части толщи появляются прослои известняков.

Сирачойский горизонт (D3srč) представлен предрифовыми и депрессионными образованиями в доманикоидных фациях. Мощность отложений составляет 57 м. Состав осадков аналогичен доманиковому горизонту.

Евлановский + ливенский горизонты (D3ev+lv). Нерасчленённые евлановсколивенские отложения мощностью 261 м представлены в объёме ухтинской и усть-ухтинской свит.

 Нижняя, преимущественно глинистая по ГИС толща, отвечает усть-ухтинской свите (D3u). Она сложена тёмно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов общей мощностью до 20 м.

Вышележащие отложения ухтинской свиты (D3uh) на Северо-Аресской площади представлены отложениями «рифовой» зоны: переслаивание известняков, доломитов и реже доломитовых мергелей.

Фаменский ярус (D3fm) присутствует в объёме нижнефаменского подъяруса (D3fm1).

Задонский горизонт (D3zd). Отложения формировались либо над сводами верхнефранских рифов, образуя намывные острова и карбонатные отмели, характеризующиеся развитием зернистых осадков, либо на склонах рифовых тел, которые характеризуются широким развитием пелитоморфных (иловых), детритово-иловых, тонкомикрозернистых, часто глинистых, известняков.

В основании горизонта залегает глинисто-карбонатный пласт мощностью до 7 м. Выше залегает известняковый пласт (по местной нефтепромысловой номенклатуре пласт Ф0zd) мощностью 26–42 м, к которому приурочены коллектора. Известняки от светло-серого до тёмно-серого цвета, с массивной или линзовидно-волнисто-слоистой текстурой, подчёркнутой распределением глинистого материала и горизонтальными стилолитами, заполненными чёрным глинисто-битуминозным и голубовато-зелёным глинистым материалом. Породы плотные, прослоями пористые, с многочисленными тонкими вертикальными трещинами, зияющими и заполненными кальцитом. По структурно-текстурным характеристикам, составу и содержанию форменных образований известняки подразделяются на 3 типа: водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонко-мелкозернистые, среди которых в разрезе пласта Ф0zd преобладающее значение имеют первые.

На Северо-Аресском месторождении к отложениям задонского горизонта приурочена промышленная залежь нефти.

В целом в разрезе пласта Ф0zd можно проследить четыре пачки (снизу вверх): Ф0-0, Ф0-1, Ф0-2 и Ф0-3. Коллектора приурочены к пачкам Ф0-1, Ф0-2 и Ф0-3. Мощность пачки Ф0-0 составляет 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0-1 – 5–12 м (в среднем 8 м), Ф0-2 – 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0-3 – 3–8 м (в среднем 5 м).

 Елецкий горизонт (D3el). Отложения елецкого горизонта мощностью 202-236 м относятся на рассматриваемой территории к образованиям «зарифовой» зоны мелководного шельфа. В елецкое время на шельфе формировалась мощная глинистокарбонатная толща. В регрессивные периоды откладывались пачки глинистых известняков, мергелей и известковистых глин. В трансгрессивные периоды формировались карбонатные пласты, которые согласно местной нефтепромысловой номенклатуре проиндексированы снизу вверх как Ф0el, Ф1–Ф4. В целом елецкая толща характеризуется ритмично-слоистым строением разреза.

 В основании елецкой толщи залегает известняково-глинистый пласт «Г0», который перекрыт карбонатным пластом Ф0el, над которым следится пачка «Г», сложенная глинами, глинистыми известняками, мергелями с преобладанием глин.

Выше наблюдается чередование карбонатных пластов Ф1, Ф2, Ф3 и Ф4 и межпластовых известняково-глинистых пачек. Коллектора на месторождении приурочены к карбонатным пластам Ф2, Ф3 и Ф4. В отличие от более южных районов в пласте Ф1 присутствие коллекторов не отмечается.

Пласты Ф2, Ф3 и Ф4, как и пласт Ф0zd, в основном, формируют известняки водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонкозернистые.

К пластам Ф2, Ф3 и Ф4 на месторождении приурочены промышленные залежи нефти.

Каменноугольная системы (С)

Отложения каменноугольной системы (С) в пределах исследуемой территории присутствуют в объёме нижнего, среднего и верхнего отделов.

 Нижний отдел (C1). В разрезах скважин Северо-Аресского месторождения выделены отложения визейского (C1v) и серпуховского (C1s) ярусов. Турнейский ярус размыт в результате предвизейской эрозии.

Визейский ярус (С1v) в объёме верхневизейского подъяруса (С1v3) мощностью 58–73 м представлены преимущественно карбонатными породами, в основном, известняками, доломитами.

Отложения серпуховского яруса (С1s) мощностью 29–39 м представлены карбонатными породами с маломощными прослоями аргиллитов в нижней части верхнесерпуховского подъяруса. Литологически разрез сложен преимущественно известняками серыми, светло-серыми, детритовыми, органогенно-обломочными, прослоями глинистыми, неравномерно доломитизированными, участками переходящими в доломиты, неравномерно зернистые, сульфатизированные.

Отложения среднего карбона (С2) присутствуют в объёме башкирского (C2b) и московского (C2m) ярусов.

Разрез башкирских отложений C2b мощностью 24–32 м сложен чередованием известняков и доломитов с подчинёнными маломощными прослоями терригенных. Известняки светло-серые с буроватым оттенком, детритовые, преимущественно водорослевые, фораминиферовые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, в нижней части часто глинистые с прослоями аргиллита. Доломиты светло-серые с буроватым оттенком, мелко-тонкозернистые, участками с реликтами тонкозернистого известняка, с включениями кремней.

Московский ярус (C2m).

 Литологически разрез сложен переслаиванием известняков, мергелей и глин. Известняки серые, светло-серые, участками глинистые, органогенно-детритовые, водорослевые, с редкими включениями кремня. Доломиты серые со слабым коричневатым оттенком, неравномернозернистые, прослоями с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, выщелоченные, трещиноватые. Мергели зеленовато- и тёмно-серые. Глины тёмно-серые и реже зеленовато-серые, часто известковистые с прослоями известняка и песчано-алевритовых пород. Мощность яруса составляет 132–139 м.

Разрез верхнего отдела (С3) мощностью 42–55 м сложен известняками светлосерыми, с буроватым оттенком, желтовато- и коричневато-серыми, биоморфнодетритовыми, преимущественно водорослевыми и фузулинидовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, прослоями порово-кавернозные, сульфатизированные, с прослоями вторичных доломитов, со стяжениями голубоватосерого кремня и линзовидными прослоями кремнистого известняка.

 Пермская система (Р)

Пермские образования (Р) представлены в объёме нижнего и верхнего отделов общей мощностью 650–699 м.

 В разрезе нижнего отдела (Р1) прослеживаются нерасчленённые отложения ассельского + сакмарского (P1a+s) и кунгурского (P1k) ярусов; артинский (P1ar) ярус отсутствует.

 Ассельский + сакмарский ярусы (P1a+s). Известняки серые, прослоями с буроватым оттенком, коричневато- и светло-серые, органогенно-детритовые, переслаивающиеся с оолитоподобными водорослево-фораминиферовыми и мелко-тонкозернистыми известняками, слабо и неравномерно глинистые и доломитизированные, пятнисто окремнённые, с конкрециями голубого кремня, плотные, крепкие. Прослоями отмечаются светло-серые доломиты и светло-голубовато-серые мелко-среднезернистые ангидриты. Толща выдержана по площади, мощность её составляет 139–164 м.

 Отложения кунгурского яруса (P1k) мощностью 71–82 м залегают со стратиграфическим перерывом на сакмарских отложениях. Литологически разрез сложен внизу карбонатно-терригенной пачкой, вверху – карбонатной.

 Карбонатно-терригенная пачка представлена частым и тонким чередованием, переходящим в переслаивание, алевролитов, глин, мергелей, известняков. Карбонатная пачка представлена преимущественно мелко-, тонко- и скрытокристаллическими известняками и доломитами, переслаивающимися с мелкозернистыми и обломочными разностями.

В составе верхнего отдела (Р2) выделены отложения уфимского и нерасчленённых казанского + татарского ярусов общей мощностью 428–478 м. Осадки уфимского возраста (P2u) залегают на кунгурских отложениях. Мощность яруса варьирует от 195 м до 228 м. В основании яруса залегает пачка сероцветных пород мощностью 30–40 м, состоящая из полимиктовых песчаников, алевролитов, глин, прослоев известняков. Породы ритмично переслаиваются, мощность прослоев достигает 2–3 м.

Вышезалегающие отложения литологически более однообразны и представлены пачкой переслаивания пестроцветно-красноцветных глин, аргиллитов, полимиктовых песчаников, алевролитов, мергелей. Глины в разрезе преобладают. Глины отличаются густой тёмно-коричневой окраской за счёт рассеянного тонкодисперсного гематита. Тёмно-коричневые глины плитчатые, содержат значительную примесь (до 20–25 %) алевритового материала.

Нерасчленённые отложения казанского + татарского ярусов (P2kz+t) несогласно залегают на уфимских. Разрез сложен терригенными породами различного генезиса, формировавшимися в континентальных условиях озёрно-аллювиальной равнины. Общая мощность отложений изменяется от 207 м до 250 м.

 Нижняя часть разреза представлена чередованием песчаных пластов (в основании некоторых из них присутствуют гравелиты и конгломераты), пачек ритмичного переслаивания серых песчаников, пестроцветных и красно-коричневых глин, алевролитов и глинисто-карбонатных пород.

Средняя часть разреза преимущественно глинисто-карбонатная, представленная, в основном, глинами пестроцветными и мергелями с конкрециями и прослоями глинистых и пелитоморфных известняков.

Вышезалегающие отложения представлены песчано-алевролитово-глинистой толщей, в которой ведущую роль играют серые, пестроцветные и коричневые глины, часто алевритистые, комковатые с карбонатными желвачками или тонкоотмученные с горизонтальной слоистостью. Характерно развитие почв, присутствие прослоев углистых глин и растительных остатков хорошей сохранности.

Мезозойская группа – MZ

Триасовая система (T)

 Триасовые отложения (T) со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на денудированной поверхности пермских пород. Триасовая система представлена породами нижнего и среднего отделов общей мощностью 368–418 м.

 Нижний триас (T1) сложен песчано-глинистыми породами чаркабожской и харалейской свит.

Чаркабожская свита (T1čb) мощностью 222–269 м представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины красно-коричневые, часто с зеленоватосерыми пятнами, неравномерно алевритистые, оскольчатые, с поверхностями скольжения, содержат точечные выделения и желваки кальцита. Песчаники полимиктовые, зеленовато-серые, реже красно-коричневые, разнозернистые, глинистые. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые.

Разрез харалейской свиты (T1hr) мощностью 26–79 м сложен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Песчаники полимиктовые, серые с зеленоватым оттенком, средне-мелкозернистые, глинистые, с окатышами глин. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые. Глины красно-коричневые, часто с фиолетовым оттенком, неравномерно алевритистые, с поверхностями скольжения.

 Отложения среднего отдела (T2) присутствуют в объёме ангуранской свиты (T2an) мощностью 88–122 м, сложенной песчаниками с прослоями глин. Песчаники полимиктовые, серые и светло-серые, мелкозернистые, косо- и горизонтально-слоистые, с окатышами серых глин. Глины пестроцветные и серые, неравномерно-алевритистые, с прослоями и сферолитами сидерита, с растительными остатками.

 Юрская система (J)

Со стратиграфическим перерывом юрские осадки (J) мощностью до 150 м залегают на поверхности триасовых oтложений, выполняя неровности предъюрского рельефа, и представлены в объёме нерасчленённых нижнего + среднего отделов (J1+2).

 В нижней части разрез представлен песками и слабосцементированными песчаниками олигомиктовыми, светло-серыми до белых, с галькой и валунами изверженных и метаморфических пород, с подчинёнными прослоями глин серых и тёмно-серых, алевролитов, с растительным детритом, с конкрециями пирита.

Выше осадки представлены песчано-глинистыми породами. Глины серые, неравномерно алевритистые и песчанистые, с гнёздами песчано-алевролитового материала. Песчаники желтовато-зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, рыхлые, участками с примесью гравия, с конкрециями пирита. Для отложений характерны линзы и конкреционные стяжения карбонатных пород (мергелей, глинистых известняков и сидеритов). Обогащение карбонатами связано с присутствием скоплений фауны пелеципод, аммонитов, белемнитов, фораминифер.

Кайнозойская группа – KZ

 На мезозойских отложениях трансгрессивно, со значительным стратиграфическим перерывом, залегают отложения четвертичной системы (Q) мощностью 50–150 м, представленные суглинками и супесями тёмно-серыми, серыми с валунами, галькой и гравием метаморфических и осадочных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала, галечников. Породы имеют разнообразный генезис – морской, ледниковый, аллювиальный, озёрный, болотный.

Тектоническое строение месторождения

По тектоническому районированию Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции исследуемая площадь расположена в западной части Лемьюской ступени – тектонического элемента II порядка в составе Омра-Лыжской седловины, которая, в свою очередь, относится к Ижма-Печорской синеклизе.

 Омра-Лыжская седловина, охватывающая центральную, восточную и южную части Ижма-Печорской синеклизы, представляет собой крупную (70ˣ500 км) меридионально вытянутую положительную структуру I порядка, отделяющую ВерхнеПечорскую впадину от Нерицкой, Ижемской и Кипиевской ступеней Ижма-Печорской синеклизы. Северным ограничением седловины является Печоро-Кожвинский мегавал.

В пределах Омра-Лыжской седловины выделяются структурные элементы II порядка: Джебольская моноклиналь, Омра-Сойвинская, Тэбукская, Лемьюская, Лузская и Ронаельская ступени, осложнённые, в свою очередь, малоамплитудными структурами и структурными носами, а также Мичаю-Пашнинский вал, сформировавшийся над Илыч-Чикшинской системой разломов.

По гипсометрическому положению Лемьюская ступень залегает выше расположенных с севера, запада и востока Лузской, Ижемской и Ронаельской ступеней и ниже Тэбукской ступени, расположенной южнее. Её размеры по кровле карбонатных отложений нижней перми-карбона составляют 110ˣ55 км. Большое количество малоамплитудных структур, осложняющих ступень, ориентировано, в основном, в северо-восточном направлении и характеризуется унаследованностью в развитии. По отложениям нижнего палеозоя Лемьюская ступень сохраняет наклон на восток, а входящие в её состав структурные террасы имеют тенденцию к выполаживанию вверх по разрезу.

В западной части Лемьюской ступени выделяется Сотчемью-Аресская зона локальных поднятий северо-восточного простирания, включающая Нерцовскую, Аресскую, Северо-Аресскую, Турышевскую, Северо-Ираельскую, Сотчемьюскую, ВосточноСотчемьюскую, Талыйюскую, Северо-Талыйюскую структуры, наиболее выраженные по нижнепермско-девонским отложениям. Перечисленные структуры расположены в пределах зон развития верхнефранских барьерных рифов, обусловивших наибольшую контрастность локальных структур по кровле верхнефранских отложений. Структуры представляют собой брахиантиклинальные складки северо-восточного простирания, разделённые малоамплитудными перегибами. Полоса верхнефранских барьерных рифов Аресско-Сотчемьюской зоны прослеживается в северо-восточном направлении вплоть до северной периклинали Талыйюского поднятия, далее она продолжается уже в пределах Лузской ступени, разворачиваясь в северном направлении, и трассируется вплоть до Южно-Терехевейской структуры.

 

По материалам по отражающему горизонту III Ф0 (подошва D3fm1Ф0) СевероАресская структура приурочена к зоне облекания барьерного рифа ухтинского возраста и представлена в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания и локального купола в районе скважины № 11. Брахиантиклинальное поднятие по замкнутой изогипсе минус 1700 м имеет размеры 2,1ˣ6,9 км и амплитуду до 50 м, а северный купол – 1,1ˣ1,1 км и амплитуду около 15 м.

Кровлю карбонатных отложений фаменского яруса контролирует отражающий горизонт II-III, приуроченный к границе раздела каменноугольной и девонской систем. Структурный план по этому горизонту на площади сохраняет основные черты строения нижнефаменских отложений, но с весьма существенным выполаживанием локальных элементов.

Нефтегазоносность месторождения

В соответствии с нефтегазогеологическим районированием Тимано-Печорской провинции Северо-Аресское месторождение находится в юго-западной части Верхнелыжско-Лемьюского НГР Ижма-Печорской нефтегазоносной области.

Распределение зон нефтенакопления в верхнедевонских отложениях в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР определяется характером распространения рифовых построек того или иного типа, которые совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, формируя комбинированные антиклинально-рифовые и надрифовые ловушки. Коллекторы установлены как в самих телах рифов, так и в перекрывающих их шельфовых толщах. В северной части СотчемьюАресской зоны над зонами облекания сирачойского и доманикового рифов, в частности, на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях, увеличивается глинистость евлановско-ливенских отложений, рифогенные карбонаты замещаются шельфовыми глинисто-карбонатными породами, а над шельфовыми верхнефранскими коллекторами появляются маломощные глинистые зональные нижнефаменские покрышки, что позволяет сохраняться под ними верхнефранским залежам нефти. Выявленные на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях залежи в D3f3 – массивные, сводовые. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности.

Промышленно продуктивными и перспективными горизонтами нижнего фамена Сотчемью-Аресской зоны являются карбонатные пласты: Ф0zd, Ф0el, Ф1el, Ф2el, Ф3el и Ф4el. Залежи нефти в пласте Ф0zd выявлены на Западно-Нерцовском, Нерцовском, Аресском, Западно-Аресском, Турышевском, Сотчемьюском, Восточно-СотчемьюТалыйюском и других поднятиях. Тип ловушек – пластовые, антиклинальные, рифового облекания.

Так, например, на Аресском месторождении рифогенные карбонаты ухтинской свиты перекрыты карбонатными породами задонского горизонта. Ввиду повсеместного отсутствия над рифовыми массивами экранирующих толщ, залежи нефти здесь сконцентрированы только в фаменском надрифовом пласте Ф0zd. В продуктивном разрезе выделено 4 продуктивных пачки (Ф0-0, Ф0-1, Ф0-2 и Ф0-3), образующих единый гидродинамически связанный резервуар.

 На Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях промышленная нефтеносносность также связана только с надрифовым пластом Ф0zd. Залежи нефти, выявленные на месторождениях, – пластовые сводовые, тектонически и литологически ограниченные. Всего в разрезе выделено 4 продуктивных пласта (по индексации ЗАО «Печоранефтегаз» – «красный», «зелёный», «голубой», «чёрный»), к которым приурочены обособленные залежи нефти, имеющие ВНК на разных отметках. Это связано с тем, что в разрезе пласта Ф0zd появляются пласты мергелей, которые служат зональными внутриформационными флюидоупорами, кроме того, за пределами гребня евлановско-ливенского рифа коллекторские свойства известняков ухудшаются за счёт увеличения в разрезе прослоев тонкозернистых глинистых и пятнисто-доломитизированных известняков.

 В вышезалегающих карбонатных пластах елецкого горизонта Ф0el и Ф1el в пределах Сотчемью-Аресской зоны коллектора, как правило, отсутствуют.

Промышленная продуктивность пласта Ф2el доказана на Северо-Аресском месторождении, непромышленные притоки нефти получены на Турышевском и Аресском месторождениях.

 Пласты Ф3el и Ф4el практически на всех площадях Сотчемью-Аресской зоны обводнены, лишь в скважине № 11 Северо-Аресская при испытании в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти.

В пределах Аресской группы месторождений пласт Ф5el практически повсеместно размыт.

 К настоящему времени на Северо-Аресском месторождении промышленные залежи нефти выявлены в карбонатных нижнефаменских пластах Ф0zd, Ф2el, Ф3el и Ф4el. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности со сложной структурой порового пространства, в строении которого участвуют поры, каверны и трещины в различном сочетании.

Ниже приводится характеристика залежей. На месторождении выявлено две залежи нефти (снизу вверх):

1) залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф0 задонского яруса верхнего девона;

2) залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф2 елецкого яруса верхнего девона.

Залежь нефти пласта Ф0 задонского горизонта – пластово-массивная, сводовая, сложного строения. Коллектора внутри пласта имеют неравномерное распространение.

Продуктивные отложения пласта Ф0, залегающие в среднем на глубине 1862 м, представлены известняками серыми, иногда коричневатыми, преимущественно тонкозернистыми, участками глинистыми, прослоями обломочными и органогеннодетритовыми, водорослевыми, неравномерно пористо-кавернозными. Покрышкой залежи служат глинистые отложения пачки «Г» (репер «Г»), распространенные на всей площади и выделенные во всех скважинах.

ВНК определён на абсолютной отметке минус 1678 м по материалам ГИС и данным испытания в открытом стволе и перфорированной колонне. По результатам испытаний максимальная глубина нижних дыр интервала перфорации, из которого получен приток безводной нефти, зафиксирована в скважине № 112 на отметке минус 1676 м. В скважине № 21 приток пластовой воды получен из интервала с верхними дырами перфорации на отметке минус 1678 м. По материалам ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено в скважине № 157 на отметке минус 1678,1 м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного пласта отмечено в скважинах №№ 21 и 162 на отметке минус 1677,6 м.

Залежь характеризуется как пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 9,75ˣ1,375 км, высота – 48 м.

В разрезе залежи прослеживаются четыре проницаемых пропластка: Ф0-0, Ф0-1, Ф0-2 и Ф0-3 (снизу вверх).

Общая толщина пласта Ф0 достигает 55 м (скважина № 105), составляя в среднем 36,8 м. Эффективная толщина имеет среднее значение 6,21 м, при минимальном 1 м в скважине № 127 и максимальном 14 м в скважине № 159. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м, изменяясь по скважинам от 1 (скважина № 107) до 14 м (скважина № 159).

В разрезе прослеживаются от 1 до 8 мелких проницаемых прослоев. Коэффициент расчленённости равен 3,62, коэффициент гранулярности – 0,17.

 Проницаемые отложения верхнего пропластка Ф0-3 имеют почти повсеместное распространение по площади (93 %), отсутствуют лишь в скважинах №№ 101, 104, 107 и 157. В разрезе прослеживается от 1 до 3 проницаемых прослоя (в среднем 1,18), все – нефтенасыщенные. Общая толщина пропластка Ф0-3 составляет 7 м, изменяясь от 5 (скважина № 22) до 9 м (скважина № 5). Эффективная толщина достигает 4,2 м (скважина № 159), имея среднее значение 1,65 м. Коллекторы занимают 23,4 % всего объёма пропластка Ф0-3.

Коллекторы пропластка Ф0-2 занимают 82 % площади и отсутствуют в скважинах №№ 2, 5, 22, 102, 103 и 127. Общая толщина в среднем составляет 7,5 м, имея минимальное значение 4 м в скважине №№ 22, максимальное – 13 м в скважине № 105. Эффективная толщина изменяется от 1 м в скважине № 107 до 2,8 м в скважине № 158, составляя в среднем 1,7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,7 м, имеет тот же диапазон изменения. Коэффициент гранулярности равен 0,22. В разрезе прослеживается один проницаемый прослой.

Проницаемые отложения пропластка Ф0-1 отсутствуют в скважинах №№ 105 и 127 и занимают 86 % площади. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (в среднем 1,47). Общая толщина пропластка Ф0-1 в среднем составляет 8,81 м, изменяясь от 6 до 13 м. Эффективная толщина достигает 4,4 м (скважина № 104), имея среднее значение 2,99 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 в скважине № 112 до 4,4 м в скважине № 104 при среднем значении 3,2 м. Коллекторы занимают 35,5 % всего объёма пропластка Ф0-1.

Коллекторы пропластка Ф₀-0 занимают 80 % площади нефтеносности. Общая толщина в среднем составляет 13,3 м, имея минимальное значение 7 м в скважине № 127, максимальное – 22 м в скважине № 105. Эффективная толщина изменяется от 0,8 в скважине № 158 до 4 м в скважине № 5, составляя в среднем 1,9 м. Нефтенасыщенные карбонаты вскрыты в скважинах №№ 5, 101, 158 и 159. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2,85 м. Коэффициент гранулярности – 0,13. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (коэффициент расчленённости – 1,09).

 Залежь нефти пласта Ф2 елецкого горизонта приурочена к глубинам 1655–1774 м (в среднем 1708 м). Продуктивными являются известняки мелкообломочные, неравномерно пористые, участками кавернозные и пятнисто доломитизированные.

 После оперативного подсчёта запасов (1991 г.) на месторождении проводилось эксплуатационное бурение. Результаты опробования скважин свидетельствуют о различном гипсометрическом уровне ВНК и о площадной разобщённости залежей.

Определение характера насыщения коллекторов по пласту Ф2 обычными способами по методу удельного электрического сопротивления затруднено, так как УЭС отражают промытую зону. В таких случаях продуктивность коллекторов определяется опробованием интервалов, давших безводную нефть.

 В районе скважины № 21 по данным ГИС и опробования ВНК принят на отметке минус 1528 м. При испытании в процессе бурения в интервале 1651–1667 (– 1522,6– 1538,6 м) и в колонне 1652–1656 (– 1523,6–1527,6) м получены притоки нефти и минерализованной воды. Это не противоречит данным ГИС, так как ВНК вскрыт внутри продуктивного пласта на глубине 1656,2 (– 1527,8) м. Площадь нефтеносности этого участка – 1987,5 тыс. м². Залежь сводовая, пластовая с размерами 2,5ˣ1,05 км, высотой около 10 м.

 На остальной площади подсчётный уровень принят на абсолютной отметке минус 1522 м. В скважине № 103/2 подошва последнего нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине 1727,2 (– 1522,4), кровля первого водонасыщенного коллектора в скважине № 112 – на глубине 1726 (– 1521,9) м. Площадь нефтеносности – 10718,75 тыс. м². Залежь сводовая, пластовая с размерами 7,0ˣ1,9 км, высотой 28 м (скважина № 159).

 Общая мощность пласта Ф2 достигает 18,3 м (скважина № 103/2), составляя в среднем 14,8 м. Нефтенасыщенные толщины залежи нефти пласта Ф2 изменяются от 1,6 м (скважина № 21) до 8,2 м (скважина № 104), средневзвешенная по площади (площадь нефтеносности – 12706,25 тыс. м²) толщина равна 3,32 м. Эффективная толщина имеет среднее значение – 6,2 м, при минимальном – 2,6 м в скважине № 162 и максимальном – 10,4 м в скважине № 157.

В разрезе прослеживаются от 1 до 3 проницаемых прослоя. Коэффициент расчленённости равен 1,45.

 Коллекторы занимают 42 % от общего объёма пласта Ф2. Для количественной оценки степени прерывистости пласта по площади определён коэффициент распространения пород-коллекторов. Для пласта Ф2 он равен 1, т.к. в пределах внешнего контура нефтеносности коллекторы развиты повсеместно.

 

Источник: Анализ геолого-промысловой информации с целью проектирования разработки Северо-Кожвинского нефтяного месторождения. В.О. Вахитов, О.В. Савенок. 2020