Северо-Мукеркамылькское месторождение
На территории Северо-Мукеркамылькского месторождения установлена нефтеносность верхнедевонской толщи облекания (пласт D3fm3), серпуховского подангидритового резервуара (пласт C1srp), верхнекаменноугольных отложений (пласт С3) и ассельско-сакмарских органогенных построек (пласт P1as+s). Получение альтернативного варианта строения продуктивных объектов является задачей отчетных работ.
Продуктивные резервуары по особенностям формирования и распределении флюидов по разрезу объединяются в следующие нефтегазоносные комплексы:
доманиково-турнейский (верхнедевонские рифовые объекты и толща их облекания);
верхневизейско-нижнепермский (серпуховский резервуар, верхнекаменноугольные отложения и ассельско-сакмарские органогенные постройки).
Коллекторами в данных комплексах являются обломочные, органогенно-обломочные и органогенные карбонатные породы. Отложения, сформированные в условиях мелководного шельфа (D3fm3, C1srp, С3), слагают относительно выдержанные резервуары, а рифовые тела (органогенные постройки девона и нижней перми) имеют локализованный характер развития.
В качестве основных флюидоупоров рассматриваются глинистые горизонты, выделяемые в визейских и нижнепермских отложениях, а также ангидриты серпуховского яруса.
Нефтегазоматеринские толщи связаны со среднефранско-нижнефаменскими (доманиковыми) и силурийско-нижнедевонскими отложениями. Основные очаги генерации, вероятно, были приурочены к погруженным зонам Цильегорской депрессии.
Доманиково-турнейский НГК
Основная продуктивность доманиково-турнейского комплекса связана с рифовыми постройками и карбонатными пластами шельфового генезиса, перекрывающими эти постройки. Региональным флюидоупором являются карбонатно-глинистые отложения тульского горизонта.
В пределах Северо-Мукеркамылькского месторождения установлена промышленная продуктивность верхнефаменской толщи облекания (пласт D3fm3), кровля которой в волновом поле контролируется ОГ II-III. Открытая залежь относится к структурному типу и контролируется Северо-Мукеркамылькской структурой облекания. Промышленная нефтеносность фаменской толщи облекания доказана также на соседних Нерутынском и Хоседаю-Неруюском месторождениях. Таким образом, надрифовый фаменский резервуар в верхнедевонском комплексе представляется наиболее перспективным.
Определенный поисковый интерес в верхнедевонском интервале разреза представляют также органогенные карбонатные постройки франско-фаменского возраста. Продуктивность рифовых объектов установлена на многих месторождениях Хорейверской НГО: Ардалинском, Верхнеколвинском, Висовом, Восточно-Сихорейском, Западно- и Северо-Хоседаюском и др.
Особенностью строения верхнедевонского комплекса является наличие в нем нескольких генетических типов разреза: шельфового, депрессионного и рифогенного, отвечающих условиям седиментации в зонах мелководной и глубоководной частей бассейна, а также зоны их сочленения.
Фациальная неоднородность верхнедевонского интервала четко проявляется на сейсмических разрезах, которые позволяют выделить основные сейсмофации, соответствующие различным генетическим типам отложений (рис. 1).
Для рифовых фаций характерно наличие малоинтенсивных, непротяженных, прерывистых отражений и хаотическая волновая картина, отвечающие массивной структуре внутреннего строения рифа. Фиксируются также и относительно протяженные отражающие площадки, которые, вероятно, маркируют перерывы в рифостроении и подчеркивают ярусное строение рифовых массивов. Ярусность рифовых построек тесно связана с циклическими колебаниями уровня моря. Во время высокого стояния уровня моря (трансгрессий) рифогенные постройки интенсивно развивались, а в периоды регрессий возникали паузы в росте рифов, обусловленные привносом глинистого материала. Действительно, на представленном разрезе хорошо видно, что рифовые объекты по вертикали представляются не едиными массивными телами, а отдельными карбонатными постройками, надстроенными в несколько ярусов. В основании рифового массива четка опознаются ядра карбонатных рифов, которые служили цоколем для более молодых ярусов построек. Всего было выделено три яруса, отражающих отдельные циклы рифообразования: нижний (франский), средний (нижнефаменский) и верхний (среднефаменский).
Рис. 1 Композитный глубинный сейсмический разрез, иллюстрирующий сейсмофациальную зональность верхнедевонских отложений
В зоне перехода от рифа к фациям глубоководного склона отмечается трансгрессивное налегание отражающих горизонтов со стороны депрессии на склон органогенной постройки. Депрессионным сейсмофациям свойственны яркие, динамически выдержанные, субпараллельные отражения с отчетливо выраженной слоистостью. Эти особенности рисунка сейсмической записи слоистых горизонтов вмещающих пород обусловлены присутствием глинистых разностей известняков и прослоев глин, плотных известняков, лишенных органогенных построек. Толща заполнения выклинивается на гребне рифа, причем ее возраст более поздний чем возраст рифа.
Морфология роста органогенных карбонатных комплексов тесно связана с предшествующей топографией. Палеорельеф местности, на фоне которого происходило образование органогенных построек, на качественном уровне характеризует карта толщин верхнедевонских отложений между горизонтами ОГ IIIf1 и ОГ II-III (рис. 2).
Рис. 2 Карта толщин между ОГ IIIf1 и II-III, иллюстрирующая палеорельеф, предшествующий образованию рифовых построек
Северо-Мукеркамылькская и Севрейшорская постройка являются частью крупного Мукеркамылькского барьерного рифа, который протягивается вдоль восточного обрамления Макарихо-Салюкинской зоны. Барьерный риф ограничивает относительно мелководную область палеобассейна Цильегорской депрессии (с запада) от глубоководной, расположенной восточнее, на Нерутынской площади.
Далее остановимся на строении ловушек, связанных с карбонатными рифовыми образованиями.
Основным резервуаром рифогенных залежей являются доломиты и узорчатые известняки, слагающие верхние части органогенных тел, которые обладают повышенными коллекторскими свойствами. Эффективная пористость в них образовалась преимущественно за счет растворения карбонатного материала. В целом, коллекторские свойства рифогенных карбонатов характеризуются резкой вертикальной и латеральной неоднородностью.
Со стороны шельфовой зоны рифогенные залежи нефти экранируются толщей плотных глинистых известняков. Со стороны глубоководного склона роль экрана выполняет толща заполнения депрессии. Источником поступления УВ в рифогенные ловушки верхнефранских барьерных рифов, помимо доманикового горизонта, могут являться одновозрастные им депрессионные фации.
Одним из решающих факторов, способствующих формированию скоплений УВ в объектах рифового генезиса, является наличие надежной покрышки непосредственно над органогенной постройкой. Отсутствие флюидоупора приводит к формированию гидродинамически единого резервуара, включающего в себя как органогенные образования, так и перекрывающие их седиментационные толщи облекания.
По данным бурения в пределах Северо-Воргамусюрского участка (скв. 6 Северо- Мукеркамылькская, скв. 30 Севрейшорская, скв. 1 Северо-Салюкинская, скв. 3 Нерутынская, скв. 20 Ладотынская, скв. 1 Западно-Подверьюская, скв. 6, 10 Хоседаю- Неруюские) все вскрытые карбонатные постройки характеризуются водоносным характером насыщения, что свидетельствует в пользу отсутствия надежной покрышки.
Интересные результаты в плане изучения перспектив рифогенных объектов были получены в ходе работ по Северо-Мукеркамылькской площади. Высокоразрешенные материалы 3Д позволили закартировать верхний, усть-печорский, уровень карбонатных построек, который выражен в волновом поле и рельефе значительно слабее, чем нижезалегающие органогенные массивы франа-нижнего фамена.
Верхневизейско-нижнепермский НГК
Промышленная продуктивность данного комплекса установлена в пределах Северо-Мукеркамылькского месторождения и связывается с отложениями серпуховского горизонта (пласт C1srp), пласта С3 верхнекаменноугольного возраста и ассельско- сакмарскими карбонатными постройками нижней перми (пласт P1as+s).
Серпуховский горизонт (пласт C1srp) является основным по запасам объектом Северо-Мукеркамылькского месторождения и в настоящий момент пласт находится в разработке.
В литологическом отношении продуктивная толща представлена, по большей части, доломитами, участками неравномерно пористыми и кавернозными, с прослоями известняков и ангидритов. Продуктивный резервуар экранируется сверху ангидритовой пачкой, которая относительно выдержана по площади и в целом ее толщины по скважинам изменяются в узком интервале 5.6-7.9 м. Существенное сокращение ее толщины наблюдается только в водоносной скважине 32R, где мощность ангидритовой покрышки составляет всего 1.9 м.
Продуктивность верхнекаменноугольного карбонатного пласта С3 установлена в скв. 6, где при испытании интервала 2185-2225 м (а.о. -2064-2104 м) получен смешанный приток фильтрата бурового раствора и нефти дебитом 4.1 м3/сут. Продуктивность объекта подтверждается также результатами интерпретации данных ГИС. Ввиду непромышленного характера притока в скв. 6 залежь верхнего карбона отнесена к категории С2.
Пласт характеризуется мелководно-морским генезисом и в целом выдержан по мощности, при этом его толщины изменяются в интервале 17.2 м (скв. 32R) – 33.2 м (скв. 212). Эффективные толщины в области развития коллекторов варьируют от 2.1 (скв. 31) до 13.2 м (скв. 212), при этом в скв. 301Р, 32R и 30 Севрейшорская пласт замещается непроницаемыми породами. Пласт характеризуется высокой степенью расчлененности, что видно на представленной схеме корреляции. Пласт во всех скважинах, вскрывших коллектор, нефтенасыщен до подошвы, за исключением скв. 32, где в нижней части по данным ГИС выделяются водоносные коллектора. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 2.1-13.2 м, достигая максимального значения в скв. 212.
ВНК принят на уровне -2100 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скв. 6. Кровля водонасыщенных коллекторов в скв. 32 отбивается на а.о.-2102.9 м, что не противоречит принятому уровню контакта.
Залежь нефтяная, пластовая, структурно-литологическая, экранируется с востока линией замещения коллекторов. Граница замещения пласта в сейсмическом волновом поле не находит явного подтверждения и была закартирована по данным бурения. Размеры залежи составляют 0.8-3.1х3.0 км, площадь – 2.9 км2, высота -51 м. Площадь залежи относительно ОПЗ, 2013 г. /8/ сократилась более чем в 2 раза. На рисунке 27 проиллюстрирована карта нефтенасыщенных толщин.
Рис. 3 Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта C3
На Северо-Мукеркамылькском месторождении установлена продуктивность пласта P1as+s, залежь которого контролируется ассельско-сакмарской органогенной постройкой. Промышленная нефтеносность нижнепермских биогермных образований доказана также на Салюкинском, Среднемакарихинском, Сандивейском, соседнем Колвинском месторождении, где дебиты нефти из этих резервуаров достигают 220 м3/сут.
В пределах Северо-Мукеркамылькского месторождения тело продуктивной ассельско-сакмарской карбонатной постройки вскрыто скважинами: 210, 212_2, 301Р, 302, 32R. При этом последняя вскрывает краевую часть постройки. Рифовые образования отчетливо видны на каротажных кривых за счет характерной записи радиоактивных методов и значительного увеличения мощности отложений.
Толщина пласта P1as+s в пределах зоны развития биогермной постройки изменяется от 62 м (скв. 302) до 103.1 м (скв. 301P), в краевой части, вскрытой скв. 32R, зафиксирована минимальная толщина – 40.5 м. При этом в "фоновой" области отсутствия рифов толщины заметно ниже и варьируют в пределах 20.4-32.6 м, а пласт замещается непроницаемыми фациями. Перекрывающая рифы глинисто-карбонатная артинская толща (интервал P1ass+s – Ia (P1ar)) сформировалась в условиях глубоководного шельфа и является покрышкой для нижнепермских залежей. Ее толщина тем выше, чем меньше мощность ассельско-сакмарских отложений. Этот компенсирующий эффект артинской толщи хорошо виден на представленной схеме корреляции.
При испытании ассельско-сакмарских отложений в скв. 302 получен промышленный приток нефти дебитом 10.2 м3/сут. По данным интерпретации ГИС в скв. 301Р, 210, 212_2 прогнозируется продуктивный характер насыщения и этаж нефтеносности охватывает весь интервал постройки от гребня до основания, а в скв. 32R пласт полностью водонасыщен. Эффективные толщины в пределах постройки сильно изменчивы и колеблются в интервале 2.6 - 13.8 м. При этом прямой зависимости между общими и эффективными толщинами не обнаруживается. Например, в скв. 210, вскрывающей гребневую часть постройки, зафиксированы минимальные эффективные толщины -2.6 м.
На рисунке 4 приведена структурная карта по крове ассельско-сакмарского резервуара. На структурной карте карбонатные постройки выражены в виде узких линейных разветвляющихся гряд-хребтов, осложненных локальными вершинами.
Скважина 32R, вскрывшая водоносные коллектора в зоне постройки, расположена в пределах единого биогермного массива и не обособляется от продуктивной части, расположенной севернее и вскрытой скважинами 210, 212_2, 301Р и 302. Не исключено, что она гидродинамически изолирована от "основной" ветки построек, но этого по имеющимся данным не видно. В таких условиях рассматривался вариант единой гидродинамически связанной системы в пределах постройки и для отсечения водоносных коллекторов по скв. 32R был принят условный уровень ВНК -2052.8 м (кровля воды в скв. 32R) (рис. 4). Таким образом залежь является комбинированной (структурно-литологической, биогенной) и контролируется не только фациальным экраном, но и уровнем контакта. С учетом принятого контакта и контуров развития нижнепермских построек были также закартированы перспективные объекты на неразбуренных территориях (перспективные объекты №1-7). Часть из них (№1, 2, 5, 7) не замыкается в пределах площади 3Д и их реальные размеры будут больше.
Рис. 4 Структурная карта по кровле пласта P1as+s
Суммарные геологические запасы нефти и растворенного газа по категориям С1+С2 в пределах участка работ составили 13654 тыс.т и 189 млн м3, соответственно. Извлекаемые запасы нефти - 5362 тыс.т, растворенного газа - 74 млн м3.
Источник:Сейсмогеологическое обоснование для построения подсчетных планов по продуктивным отложениям нижней перми, нижнего карбона и верхнего девона Северо-Мукеркамылькского нефтяного месторождения на основе интерпретации данных сейсморазведочных работ МОГТ 3D. (Дополнение к отчету: "Проведение сейсморазведочных работ МОГТ 3Д на Северо-Мукеркамылькском месторождении". Договор № 134/16/04 от 12.12.2016 г.)Самойлова А.Н., Тарасов А.Г., Миткалев Д.В., и др. 2018