Северо-Зеленоборское месторождение
Северо-Зеленоборское месторождение нефти расположено в Печорском районе Республики Коми и удалено от районного центра г. Печора на 110 км к юго-западу.
Согласно схеме тектонического районирования Тимано-Печорской провинции (ТП НИЦ, 1998 г) площадь исследования расположена в пределах центральной части Лемьюской ступени, выделяющейся в составе Омра-Лыжской седловины - структуры I порядка, расположенной на юго-востоке Ижма-Печорской синеклизы.
По нефтегазогеологическому районированию исследуемая площадь относится к Верхнелыжско-Лемьюскому нефтегазоносному району Ижма-Печорской нефтегазоносной области.
Месторождение открыто в 2011 году поисковой скважиной 10-Северо-Зеленоборская, расположено в северо-восточной части одноименного участка недр, принадлежащего ООО «Косьюнефть» на основании лицензии СЫК №02215 НР, выданной 09.07.2010 года с целью геологического изучения (поиски, разведка) и добычи УВ сырья. Залежь нефти приурочена к карбонатному пласту Фо D3zdв толще облекания барьерного рифа сирачойского возраста.
По геологическому строению и характеру нефтеносности месторождение относится к категории простых, по величине извлекаемых запасов – к группе мелких.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
и продуктивных горизонтов
Глубоким бурением разрез осадочного чехла Северо-Зеленоборского участка изучен от четвертичных до верхнепротерозойских отложений, слагающих байкальский складчатый фундамент. В скважине 13-Сотчемьюская, вскрывшей поверхность фундамента на глубине 3114 м, в керне подняты сланцы серые до темно-серых, серицит-хлорит-кварцевые, возраст которых датирован как венд-кембрий(?). Вскрытая толщина сланцев 194 м.
Осадочный чехол представлен палеозойскими и мезозойскими образованиями. В составе палеозойской группы выделены ордовикская, силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы, мезозойские образования представлены триасовой и меловой системой.
Рис. 2 .Литолого-стратиграфический разрез по скважине 10-Северо-Зеленоборская
Ордовикская система – О
Отложения ордовикской системы, вскрытые скв. 13-Сотчемью, трансгрессивно и с угловым несогласием залегают на сланцах фундамента. Они представлены тремя отделами.
Нижний отдел – О1
Нижний отдел ордовика выделен в объеме седъельской и нибельской свит. Седъельская свита включает две пачки песчаников: красноцветных полимиктовых и белых кварцевых. Нибельская свита состоит из четырех пачек: розовых песчаников, аргиллитов, песчаников в переслаивании с аргиллитами и песчаников в переслаивании с алевролитами. В скважине 13-Сотчемью вскрыты только отложения нибельской свиты, толщина которой составляет 442 м.
Средний отдел – О2
Средний отдел ордовика сложен седиментационными и вторичными доломитами, содержащими примесь песчаного и глинистого материала. Его толщина в скв. 13-Сотчемью составляет 43 метра.
Верхний отдел – О3
Отложения верхнего ордовика сложены доломитами, в различной степени глинистыми, содержащими прослои сульфатов, аргиллитов, реже известняков. Толщина верхнеордовикских отложений в скв. 13-Сотчемью составляет 142 м.
Силурийская система – S
Силурийские отложения в объеме джагалского горизонта нижнего отдела вскрыты на различную глубину скважинами 1, 2-Сотчемьюские, полностью пройдены в скважине 13. Литологически разрез сложен седиментационными и вторичными доломитами, неравномерно обогащенными глинисто-алевритовым материалом.
Толщина силурийских отложений в скв. 13 составляет 126 м, в скв. 1, 2 вскрытая толщина составляет 22 и 39 м соответственно.
Девонская система – D
Девонская система представлена только верхним отделом. Отложения среднего девона, трансгрессивно перекрывающие нижнесилурийские карбонаты, имеют неповсеместное площадное распространение. Отсутствие их установлено в скважинах 1, 2, 13 – Сотчемьюские.
Верхний отдел – D3
Верхний отдел девона в объеме франского и фаменского ярусов вскрыт всеми глубокими скважинами.
Франский ярус – D3f
Отложения франского яруса, со стратиграфическим перерывом залегающие на силурийских осадках, подразделяются на нижний, средний и верхний подъярусы.
Нижнефранский подъярус – D3f1
В составе нижнефранского подъяруса выделяются яранский, джъерский и тиманский горизонты.
Яранский горизонт – D3jr
Яранский горизонт представлен ритмичным переслаиванием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании песчаных пород. Толщина его составляет 13-66 метров.
Джьерский горизонт – D3dzr
Джъерский горизонт представлен более частым ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинистых разностей. Песчаники характеризуются резкой невыдержанностью и мозаичным распространением по площади. Породы содержат примесь вулканогенного материала. Толщина горизонта составляет 22-64 метра.
Тиманский горизонт – D3tm
Тиманский горизонт является региональным флюидоупором для среднедевонско-нижнефранского нефтегазоносного комплекса. Представлен преимущественно глинистыми осадками – серыми и зеленоватыми известковис-тыми аргиллитами и алевролитами с прослоями известняков в верхней части. Толщина его составляет 20-27 метров.
Среднефранский подъярус – D3f2
В составе среднефранского подъяруса выделяются саргаевский и доманиковый горизонты.
Саргаевский горизонт – D3sr
Саргаевский горизонт представлен тонким переслаиванием темно-серых, темно-коричневых аргиллитов, мергелей и глинистых известняков при преобладании последних в верхней части разреза. Толщина его составляет 7-12 метров.
Доманиковый горизонт – D3dm
Доманиковый горизонт, представленный на всей рассматриваемой площади депрессионными осадками, является надежным каротажным репером. Разрез сложен высокоомной толщей переслаивания темноцветных тонкослоистых битуминозных известняков и мергелей с прослоями силицитов. Толщина нерасчлененных доманикового и вышележащего ветласянского горизонтов в скв. 1, 2– Сотчемьюские составляет 16-38 метров. В скв. 13 толщина доманикового горизонта 47 метров.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Верхнефранский подъярус в пределах рассматриваемой площади характеризуется значительной фациальной неоднородностью, наличием разновозрастных барьерных рифовых зон, замещающихся по латерали относительно глубоководными депрессионными доманикоидными осадками. В его составе выделяются ветласянский, сирачойский и нерасчлененные евлановский+ливенский горизонты.
Ветласянский горизонт – D3vtl
Отложения ветласянского горизонта сформированы как толща заполнения вдоль доманикового барьерного рифа в предрифовой относительно глубоководной части палеобассейна. Литологически толща представлена темно-серыми и черными битуминозными аргиллитами и глинистыми сланцами. Ветласянский горизонт выделен по ГИС в разрезе скважины 13-Сотчемью, где толщина его составляет 51 метр. В скважинах 1, 2 – Сотчемьюские ветласянский горизонт ввиду неоднозначной характеристики по ГИС выделяется совместно с доманиковым горизонтом в составе единой высокоомной толщи.
Сирачойский горизонт – D3src
Сирачойский горизонт представлен разнофациальным типом осадков. В рифогенных фациях вскрыт в скв. 13-Сотчемью, на склоне сирачойского рифа – в скв. 1-Сотчемью. Разрез сложен светлыми доломитизированными известняками и пористо-кавернозными доломитами с реликтово-органогенной текстурой. Толщина сирачойских рифогенных построек по разрезам обеих скважин составляет около 180 метров.
Депрессионный тип разреза сирачойского горизонта вскрыт в скв. 2-Сотчемьюская, где он выделен в объеме высокоомной карбонатной пачки, сложенной темноцветными битуминозными известняками, мергелями, толщиной около 50 метров. Граница между сирачойскими и доманиково-ветласянскими отложениями проходит внутри высокоомной доманикоидной толщи и является довольно условной.
Евлановский + ливенский горизонты – D3ev+lv
Нерасчлененные евлановский+ливенский горизонты (объединенные в ухтинскую свиту), как и сирачойские, представлены разнофациальными осадками – мелководно-шельфовыми, рифовыми, склоновыми, депрессионными, и фациями так называемых толщ заполнения, выделенных в усть-ухтинскую свиту. В зоне мелководного шельфа и над сирачойскими рифами евлановско-ливенские отложения залегают с размывом, в предрифовой впадине - согласно на подстилающих осадках. Мелководно-шельфовые отложения, развитые в зоне сирачойского барьерного рифа, сложены известняками, в различной степени доломитизированными, водорослевыми, светло-серыми с кремовым, зеленоватым, иногда вишнево-красным оттенками, тонко-горизонтально-слоистыми, с прослоями мергелей и известковистых аргиллитов. Толщина мелководно-шельфовых отложений евлановско-ливенского возраста, вскрытых в скв. 1 и 13-Сотчемьюские, составляет 65-72 метра.
Рифогенный тип разреза евлановско-ливенского возраста вскрыт на различную глубину скважинами 2, 65, 114, 129-Сотчемьюские. Рифовые постройки располагаются на склонах аккумулятивных террас, образованных усть-ухтинской толщей заполнения. Литологически разрез сложен светлыми пористо-кавернозными вторичными доломитами с реликтовой водорослевой текстурой и биогермными (водорослевыми) известняками. На склонах рифовых построек появляются обломочные и органогенно-обломочные породы. Толщина рифогенных построек евлановско-ливенского возраста достигает 116-177 метров.
Толща заполнения усть-ухтинского возраста выделена по ГИС в основании евлановского+ливенского горизонтов в скважинах 1, 2 -Сотчемьюские. Сложена переслаиванием глинистых известняков, мергелей, аргиллитов. Толщина ее в перечисленных скважинах составляет 5-52 метра.
Депрессионный тип разреза евлановского+ливенского горизонтов бурением на рассматриваемой площади не изучен. На соседних площадях представлен темно-цветными битуминозными известняками и мергелями.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус, представленный в объеме нижнего и нижней части среднего подъярусов, несогласно перекрывает шельфовые и рифовые образования верхнефранского подъяруса.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Нижнефаменский подъярус представлен в объеме волгоградского, задонского и елецкого горизонтов.
Волгоградский горизонт – D3vlg
Волгоградский горизонт выделен в объеме савиноборской свиты (савиноборской толщи заполнения). Эти отложения компенсируют палеовпадину, примыкающую к ухтинскому барьерному рифу, согласно залегают на депрессионных осадках евлановско-ливенского возраста. Над ухтинскими рифами савиноборской толще заполнения соответствует стратиграфический перерыв. Литологически толща представлена переслаиванием зеленовато-серых и темно-серых мергелей и темно-серых со слабым зеленоватым оттенком аргиллитов известковистых, слюдистых, алевритистых. Встречаются прослои серых и темно-серых глинистых известняков, неравномерно алевритистых. Волгоградский горизонт выделен по ГИС в скважине 2-Сотчемьюская, где толщина его составляет около 130 метров.
Задонский горизонт – D3zd
Задонские отложения, вскрытые почти всеми пробуренными скважинами, залегают с размывом на подстилающих евлановско – ливенских породах. Нижняя, наиболее проницаемая часть их выделяется как пласт Ф0.
Пласт Ф0 представлен в нижней части известняками серыми, коричневато–серыми скрыто - тонкозернистыми, водорослевыми, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, стилолитизированными, плотными, крепкими, прослоями плитчатыми.
В средней части пласта Ф0 развиты известняки серые, разнозернистые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, слоистые, плотные, крепкие, с прослоями органогенно-обломочных известняков и с тонкими слойками более темных мергелей и аргиллитов,. По сравнению с нижней частью возрастает пористость, кавернозность, отмечены пятна нефтенасыщения и включения темно–коричневого битуминозного вещества.
Верхнюю часть пласта Ф0 слагают известняки серые, с частыми прослоями известняков коричневых и темно–коричневых (за счет нефтенасыщения), сгустковые и сгустково-комковатые, мелкообломочные, неравномерно доломитизированные и выщелоченные, тонко - среднеслоистые, иногда волнистослоистые, с миллиметровыми прослоями известковистых аргиллитов и мергелей. Толщина пласта Ф0 в пределах исследуемого участка составляет 35-50 метров.
Завершает разрез задонского горизонта пачка глинистых пород, в нефтепромысловой номенклатуре выделяемая как «репер Г», являющийся флюидоупором для залежей нефти в пласте Ф0. Эта пачка представлена зеленовато - и голубовато-серыми, иногда темно-серыми аргиллитами и мергелями, плотными, хрупкими, неясно - горизонтальнослоистыми за счет тонких линзочек серого известняка. Граница с елецким горизонтом проводится по фаунистическим данным в кровле «репера Г». Толщина «репера Г» 35-40 м.
Суммарная толщина задонского горизонта составляет около 80-110 метров.
Елецкий горизонт – D3el
Елецкий горизонт представлен толщей неравномерно переслаивающихся карбонатных пластов и межпластовых глинисто-карбонатных пачек, формировавшихся в мелководном морском бассейне с частой сменой режима осадконакопления. Пласты-коллекторы Ф1-Ф4 представлены известняками светло-серыми и серыми, органогенными, сгустково-комковатыми и обломочными, пятнисто доломитизированными, пористыми. Продуктивный на ряде площадей пласт Ф2, охарактеризованный керном в скв.24, 25, 60, 66-Сотчемью, в нижней части сложен известняками серыми, тонкозернистыми и скрытокристаллическими, неравномерно глинистыми и доломитизированными, стилолитизированными. Верхняя проницаемая часть пласта сложена известняками серыми, коричневыми за счет нефтенасыщения, сгустково-комковатыми, с водорослевыми желваками, прослями со скоплениями онколитов и гравийных обломков. Межпластовые пачки сложены переслаиванием глинистых узловатых и волнистослоистых известняков и зеленовато-серых мергелей. Толщина елецкого горизонта составляет около 170-240 метров.
Среднефаменский подъярус – D3fm2
Среднефаменский подъярус выделен в объеме усть-печорского горизонта.
Усть-печорский горизонт – D3up
Отложения этого горизонта представлены доломитами неравномерно глинистыми, сульфатизированными, с тонкими прослоями известняков и мергелей. В нижней части горизонта выделяется проницаемый пласт-коллектор Ф5. Толщина горизонта в зависимости от глубины предвизейского размыва колеблется от 10 до 30 метров.
Каменноугольная система – C
Для отложений каменноугольной системы, представленных всеми тремя отделами, характерны относительно небольшие толщины, наличие внутриформационных перерывов с выпадением из разреза отдельных стратиграфических подразделений. В разрезе каменноугольных отложений рассматриваемой площади отсутствуют отложения турнейского яруса, а также нижневизейского подъяруса, частично размыты верхневизейские и серпуховские отложения, отсутствуют отложения башкирского яруса среднего карбона.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел каменноугольной системы, представленный отложениями верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса, со стратиграфическим несогласием залегает на среднефаменских осадках. Литологически разрез сложен светлыми пористо-кавернозными известняками и доломитами, неравномерно сульфатизированными и окремненными, в основании разреза выделяется глинистая пачка. Толщина нижнекаменноугольных отложений составляет 85-116 метров.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения, со стратиграфическим несогласием залегающие на нижнекаменноугольных, представлены московским ярусом, сложенным преимущественно биокластическими полидетритовыми известняками в различной степени доломитизированными. Толщина среднего отдела карбона составляет 90 - 160 метров.
Верхний отдел – C3
Отложения верхнего отдела карбона представлены в основном известняками органогенно-детритовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, прослоями пористо-кавернозными, сульфатизированными, с прослоями вторичных доломитов и включениями кремня. Толщина отложений составляет около 25-50 метров.
Пермская система – P
Отложения пермской системы рассматриваемой площади выделены в объеме нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел – Р1
Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским и кунгурским ярусами. Отложения артинского яруса в разрезе отсутствуют, и кунгурский ярус несогласно залегает на частично размытой поверхности карбонатов ассельско-сакмарского возраста.
Ассельский+сакмарский ярусы – Р1a+s
Ассельско-сакмарские отложения, со стратиграфическим несогласием залегающие на верхнекаменноугольных отложениях, представлены светлыми биоморфно-детритовыми и водорослево-фораминиферовыми известняками, неравномерно глинистыми и доломитизированными, участками пористыми и кавернозными. Толщина ассельско-сакмарских отложений составляет 148-178 метров.
Кунгурский ярус – Р1k
Кунгурский ярус представлен толщей сульфатно-карбонатно-терригенных пород лагунно-морского генезиса - переслаиванием аргиллитов, глинистых известняков, мергелей, алевролитов с включениями гипса и ангидрита. Толщина составляет 40-50 метров.
Верхний отдел – P2
В составе верхнепермских отложений выделяются уфимский и нерасчлененные казанский+татарский ярусы. Отложения этого возраста представлены континентальными, озерно-аллювиальными преимущественно красноцветными, частью пестроцветными терригенными осадками.
Уфимский ярус – P2u
Уфимский ярус представлен толщей неравномерного чередования полимиктовых песчаников, алевролитов, аргиллитов, с преобладанием последних, иногда встречаются мергели и глинистые известняки. Породы преимущественно красноцветные и пестроцветные, реже - сероцветные. Толщина яруса составляет 250-285 метров.
Казанский+татарский ярусы – P2kz+t
Нерасчлененные казанский + татарский ярусы представлены аллювиально-озерно-болотным комплексом фаций. Разрез сложен глинами серыми, красно-коричневыми, пестрыми, вверх по разрезу с увеличением карбонатности, встречаются прослои алевролитов и полимиктовых песчаников, на ряде площадей нефтенасыщенных, имеющих прерывистый характер распространения.
Толщины казанско-татарских отложений составляют 240-300 метров.
Триасовая система – T
Отложения триасовой системы со стратиграфическим несогласием залегают на верхнепермских осадках. Представлены нижним отделом в составе чаркабожской и харалейской свит и средним отделом в составе ангуранской свиты. Разрез представлен ритмичным переслаиванием красновато-коричневых глин с зеленовато-серыми песчаниками и алевритами континентального аллювиально-озерного аллювиально-озерного генезиса.
Толщина нижнетриасовых отложений составляет 315-340 метров, среднетриасовых 40-60 метров.
Юрская система – J
Отложения юрской системы со стратиграфическим перерывом залегают на триасовых. В их составе выделяются нерасчлененные нижний+средний отделы. Они представлены континентальными, лагунными (пресноводными) и морскими образованиями - песками, песчаниками с подчиненными прослоями глин, алевролитов. Толщины юрских отложений составляют 75-160 метров.
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности юры, сложены суглинками, супесями с примесью гравия и гальки различных пород. Толщина их 65-100 метров.
Краткие сведения о нефтеносности района
По нефтегазогеологическому районированию Северо-Зеленоборский лицензионный участок расположен в пределах Верхнелыжско-Лемьюского нефтегазоносного района (НГР) Ижма-Печорской нефтегазоносной области (НГО), промышленная нефтеносность которого установлена в двух нефтегазоносных комплексах: доманиково-турнейском карбонатном и верхнепермском терригенном. В первом из них залежи нефти установлены в отложениях нижнефаменского подъяруса верхнего девона (пласты Ф0, Ф2-Ф4). В верхнепермском терригенном НГК залежи нефти приурочены к невыдержанным по площади линзовидным песчаным пластам-коллекторам в отложениях уфимского и казанского ярусов верхней перми. Нефтепроявления различного характера и непромышленные притоки нефти отмечались в терригенных коллекторах среднедевонско-нижнефранского НГК и нижнепермских карбонатах.
В осадочном чехле Тимано-Печорского седиментационного бассейна выделяется девять нефтегазоносных комплексов (НГК). В разрезе осадочного чехла исследуемой территории вскрыты и в различной степени изучены шесть НГК: верхнеордовикско-силурийский карбонатный, среднедевонско-нижнефран-ский терригенный, доманиково-фаменский карбонатный, верхневизейско-нижнепермский карбонатный, верхнепермский терригенный, мезозойский терригенный.
Верхнеордовикско-силурийский карбонатный НГК
Нефтегазоносный комплекс распространен на территории всей Лемьюской ступени. На исследуемой площади он является наименее изученным. Карбонатные пласты-коллекторы приурочены к отложениям нижнего силура (джагалский, филиппъёльский горизонты). В направлении с востока и северо-востока на запад и юго-запад увеличивается глубина размыва силурийских отложений. На площади исследований под предфранский размыв выходят карбонатные отложения джагалского горизонта нижнего силура.
Опробование комплекса ИП проводилось в целом ряде скважин: 13-Сотчемьюская, 12-Северо-Ираельская, 30 и 35-Восточно-Ираельская, 60-Западно-Ираельская, 31-Турышевская. Из всех опробованных интервалов получена либо минерализованная вода, либо притоков не получено.
В целом на территории Верхнелыжско-Лемьюского НГР признаков нефтеносности в силурийских отложениях не установлено, что, по-видимому, обусловлено отсутствием надежного флюидоупора в сочетании с незначительными амплитудами локальных поднятий.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК на рассматриваемой площади сложен отложениями яранского, джьерского и тиманского горизонтов нижнефранского подъяруса верхнего девона. Отложения среднего девона, трансгрессивно перекрывающие нижнесилурийские карбонаты, имеют неповсеместное площадное распространение. Отсутствие их установлено в скважинах 1, 2, 13 – Сотчемьюские.
Наиболее высокоемкими коллекторскими свойствами обладают песчаники яранского горизонта нижнефранского подъяруса. В джьерском и низах тиманского горизонтов возрастает доля глинистых пород, что позволяет рассматривать эту часть разреза как «рассеивающую» толщу. Слагающие данный комплекс поддоманиковые терригенные осадки в целом представляют собой гидродинамически единый сложнопостроенный резервуар, отдельные песчаные пласты-коллекторы которого постепенно выклиниваются с востока на запад.
Среднедевонская часть комплекса, присутствующая на соседних площадях, была опробована на Восточно-Сотчемью-Талыйюской, Сунаельской площадях и в скважине 3-Лемью. Из всех интервалов получена минерализованная вода. В скважинах 3-Лемью и 6-Восточно-Сунаель – минерализованная вода с растворенным газом.
Непромышленные залежи нефти и нефтепроявления в джьерских и тиманских отложениях Верхнелыжско-Лемьюского НГР приурочены к маломощным пластам песчаников. Коллекторы характеризуются резкой невыдержанностью и мозаичным распространением по площади, поэтому поиски залежей сопряжены со значительными трудностями.
Положительные результаты в виде непромышленных притоков нефти были получены при опробовании нижнефранских поддоманиковых отложений в скважинах 1-Сотчемью, 1-Ираель, 35-Восточно-Ираель, 1-Сунаель. Приток нефти из джьерских песчаников получен в скв. 1-Сотчемьюская (инт. 2228-2235 м) дебитом 1,5 м3/сут по подъему уровня. В скважине 1-Ираель в керне в интервале 2202 - 2206 м было отмечено нефтенасыщение. При опробовании интервалов 2204 - 2209 м был получен приток нефти с минерализованной водой (нефти 1,3 м3/сут). В скважине 7-Сунаель при опробовании интервала 2148 - 2213 м получен буровой раствор с пленкой нефти. Притоки минеральной воды с пленкой нефти были получены в скважине 2-Ираель, с нефтяной эмульсией - в скважине 4-Ираель.
Полученные сведения о нефтеносности позволяют в целом положительно оценивать перспективы данного комплекса. Наличие малоамплитудных структур в сочетании с выклиниванием отдельных стратиграфических подразделений среднедевонско-нижнефранского комплекса создает предпосылки для обнаружения здесь структурно-стратиграфических ловушек.
Доманиково-фаменский карбонатный НГК
По количеству открытых месторождений в рассматриваемом НГР этот комплекс занимает первое место. Представлен отложениями доманикового горизонта, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса верхнего девона. Залежи нефти приурочены чаще всего к карбонатному пласту Фо, реже – к пластам Ф2, Ф3, Ф4 нижнефаменского подъяруса. Основным флюидоупором для пласта Фо является глинистая пачка в кровле задонского горизонта (репер “Г”). Сверху комплекс ограничен флюидоупором – глинистой пачкой, залегающей в основании визейского яруса. Роль покрышек также могут выполнять межпластовые карбонатно-глинистые пачки, перекрывающие пласты Ф1 - Ф4.
Залежи нефти приурочены к Талыйю-Аресской группе брахиантиклинальных структур, расположенных цепочкой вдоль зоны развития верхнефранских барьерных рифов. Отсутствие покрышек над рифовыми телами предопределило приуроченность залежей к толще облекания верхнефранских рифов (карбонатному пласту Фо задонского горизонта). Залежи нефти выявлены на Северо-Ираельском, Нерцовском, Западно-Аресском, Аресском, Северо-Аресском, Турышевском, Восточно-Турышевском, Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях.
На Северо-Зеленоборском месторождении продуктивным является пласт Фо. Тип коллектора трещинно-поровый. Пористость коллекторов по ГИС варьирует в пределах от 4 до 9%, при среднем ее значении 7 %. Дебит нефти в скв. 10-Северо-Зеленоборская составляет 46 м3/сут фонтаном на штуцере Ø 4 мм. Нефтяная залежь, предположительно, пластовая сводовая. Флюидоупором для залежи является пачка плотных известняков в кровле пласта Ф0 толщиной около 20 м.
Вышележащие карбонатные пласты Ф2–Ф4 в отложениях елецкого горизонта являются продуктивными на ряде месторождений.
Пласт Ф1 по интерпретации данных ГИС и результатам многочисленных опробований на сопредельных структурах характеризуется низкими коллекторскими свойствами и не является продуктивным.
В пласте Ф2 выявлены залежи нефти на Сотчемьюском, Турышевском, Аресском, Западно-Ареcском и Северо-Ареcском месторождениях. На Сотчемьюском месторождении дебиты нефти изменяются от 7 до 90 м3/сут, на Турышевском и Аресских месторождениях – от 0,7 до 7,7 м3/сут.
В скв.10-Северо-Зеленоборская при испытании интервала 1650,0-1673,0 м, соответствующего пласту Ф2 елецкого горизонта, был получен приток мин. воды в объеме 0,25 м3 за 108 мин. стояния на притоке.
В пластах Ф3 и Ф4 выявлены залежи нефти на Северо-Ареcском месторождении. Нефтепроявления в пласте Ф3 отмечены также на Аресском месторождении, где при совместном опробовании пластов Ф3 и Ф4 в скважине № 4 в открытом стволе получено 0,2 м3 нефти за 130 мин. В скважине 50-Северо-Ираель при опробовании ИП пласта Ф4 в интервале 1565 - 1590 м получена смесь фильтрата бурового раствора, нефти и минерализованной воды в объеме 3,7 м3 за два цикла стояния на притоке (35 мин).
Все установленные в пластах Ф2 - Ф4 залежи пластового и неполнопластового типов.
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК относительно выдержан по площади, суммарная толщина его составляет 400-450 м. Комплекс перекрыт карбонатно-глинистым кунгурским флюидоупором. Возможно также наличие локальных экранов в подошве серпуховского и московского ярусов. Залежей углеводородов в данном комплексе в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР не установлено, хотя признаки нефтеносности отмечаются в ряде скважин.
Наиболее вероятный стратиграфический уровень возможного нефтенасыщения – кровля карбонатов нижней перми. В скв. 13-Сотчемьюская, вскрывшей кровлю нижнепермских карбонатов при опробовании в процессе бурения с помощью ИП кровельной части рассматриваемого комплекса из инт. 1112-1114 м за 105 мин стояния на притоке получен фильтрат бурового раствора (ФБР) с пленкой нефти в объеме 0,2 м3. В скв. 250-Сотчемьюская в керне, отобранном из инт. 1151-1154 м (P1a+s) отмечались примазки нефти и запах H2S.
В скв. 21-Восточно-Сотчемьюская при опробовании ИП в процессе бурения инт. 1204-1210 м получен приток пластовой воды в объеме 6,5 м3 с пленкой нефти. В остальных скважинах (24, 60, 68-Сотчемьюские, 22, 23, 61-Восточно-Сотчемьюские, 28, 31, 62, 71-Талыйюские) при опробовании кровельной части верхневизейско-нижнепермского НГК получены притоки пластовой воды. Результаты опробования, данные ГИС и керна позволяют предполагать в нижнепермских карбонатах остаточное нефтенасыщение или наличие незначительных по величине залежей сильно гипергенно измененной нефти.
Верхнепермский терригенный НГК
Рассматриваемый комплекс выделяется в составе уфимского, казанского и татарского ярусов верхней перми, связываемых с зонами развития русловых фаций.Верхнепермский терригенный НГК продуктивен на Лемьюской, Вельюской, Среднекосьюской, Верхнекосьюской, Безымянной, Сунаельской, Северо-Мичаюской и Исаковской площадях.
На Турышевской площади также отмечены признаки нефтеносности верхнепермских отложений. В скважине 72 опробованием пласта песчаника, выделенного по ГИС как продуктивный, в интервале 792 - 799 метров получен незначительный приток нефти. В скважине 70 из интервала 841 - 844 м поднят керн с выпотами вязкой нефти.
Притоки нефти получены также в скв. 12- и 64-Северо-Ираель, по данным ГИС в скважине 60-Северо-Ираель пласт песчаника P2-29 является продуктивным.
Притоки нефти из казанских отложений верхней перми были получены на Западно-Аресской площади (скв. 33, 34).
Небольшие притоки нефти были получены в скважинах 4-Аресская, 1, 6, 7-Сунаельские. Нефтенасыщение в керне отмечалось в структурно-поисковых скважинах 456, 457-Ираельские, 900-Сотчемьюская.
Залежи нефти пластовые, сводовые, литологически ограниченные, незначительные по запасам УВ. Строение верхнепермского резервуара осложнено наличием большого количества разрывных нарушений, имеющих природу гравитационного скольжения, разбивающих верхнепермские отложения на многочисленные разновысокие тектонические блоки. Нарушения секут породы казанского яруса, затухают в отложениях уфимского яруса и находят отражение в зонах развития трещиноватости в карбонатных отложениях нижней перми.
В целом имеющиеся сведения по нефтеносности комплекса позволяют положительно оценивать его перспективы.
Мезозойский терригенный НГК
Мезозойский условный терригенный НГК в связи с отсутствием региональных и зональных покрышек, небольшой глубиной залегания и приуроченностью к зоне активного водообмена поискового интереса на площади не представляет.
Характеристика залежи нефти в верхнедевонских отложениях
На Северо-Зеленоборском месторождении в карбонатных отложениях пласта Ф0, облекающего рифогенную постройку сирачойского возраста, выявлена залежь нефти, залегающая на глубине 1835 м. В присводовой части структуры пробурена поисковая скважина 10.
В задонских карбонатных отложениях опробовано три объекта (два – с помощью ИП в открытом стволе и один – в эксплуатационной колонне). При совместном испытании в эксплуатационной колонне интервалов 1810,5-1813,5 м, 1820,5-1822,5 м, 1824-1826 м получен фонтанный приток нефти дебитом 46 м3/сут на штуцере Ø 4 мм. Результаты опробования приведены в таблице 3.2 раздела «Геологоразведочные работы».
Состав и свойства нефти данной залежи изучены по двум устьевым и одной глубинной пробам, отобранным из скважины 10. Нефть залежи относится к типу средних утяжеленных, плотность ее при стандартных условиях составляет 874,6 кг/м3, вязкая – кинематическая вязкость при 20°С – 30,6 мм2/с; по массовому содержанию серы (1,12 %) нефть относится к классу сернистых. По массовому содержанию компонентов нефть является малопарафиновой (1,12 %), смолистой (12,6 %), асфальтенистой (2,15 %). Температура застывания нефти составляет минус 9 °С.
Залежь имеет изометричную форму и ориентирована в северо-восточном направлении. По данным ГИС подошва нефтенасыщенных коллекторов соответствует отметке минус 1690 м, водонефтяной контакт по залежи принят на абсолютной отметке -1700 м по предпоследней изогипсе, замыкающей купол 2 Северо-Зеленоборской структуры по кровле проницаемых карбонатов пласта Ф0.
Характеристика залежи приведена в таблице 5.2. Строение залежи показано на геологических разрезах продуктивных отложений и структурной карте кровли проницаемых карбонатов пласта Фо . Залежь классифицируется как пластовая сводовая, нефтяная. При принятом уровне подсчета коэффициент заполнения ловушки в пласте Ф0 Северо-Зеленоборского месторождения составляет 0,83, что не противоречит аналогичному показателю для одновозрастных залежей близлежащих месторождений.
Коллекторами являются известняки каверново-порового и трещинно-кавернового типов. Толщина продуктивных коллекторов изменяется от 0 на контуре нефтеносности до 3,0 м в своде структуры, средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,6 м. В продуктивной части разреза прослеживаются три проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 0,8 до 1,2 м.
Покрышкой для залежи являются плотные непроницаемые карбонаты кровельной части пласта Ф0.
Источник: Оперативный подсчет запасов углеводородов Северо-Зеленоборского нефтяного месторождения. Лицензия СЫК 02215 НР Плыкина Е.А., Немысский О.С., Федотов А.Л., и др. 2011