Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2010
Источник информации: ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 6.24 км²
Южно-Сотчемьюское нефтяное месторождение
В административном отношении Южно-Сотчемьюское нефтяное месторождение находится на территории Печорского района Республики Коми, в 120 км на юго-запад от административного центра г. Печора (рис. 1). Ближайшими населенными пунктами являются ж/д станции Ираель и Зеленоборск. Станция Ираель находится в 5 км на юго-восток от Южно-Сотчемьюского участка, ст. Зеленоборск - на юго-восточной границе того же участка.
Район исследований ограничен географическими координатами:
64°30' - 64°32,5' с.ш; 55°19‘ - 55°22' в.д
Город Печора - районный центр, имеет железнодорожное сообщение с центральными районами. Вблизи от Северной железной дороги проходит трасса магистрального нефтепровода "Усинск - Ухта - Ярославль - Москва".
Южно-Сотчемьюское нефтяное месторождение территориально расположено в пределах Южно-Сотчемьюского и Северо-Зеленоборского лицензионных участков.
В непосредственной близости от Южно-Сотчемьюского нефтяного месторождения разрабатываются Сотчемьюское (ЗАО «Печоранефтегаз») и Северо- Ираельское (ООО НК «Речер-Коми») нефтяные месторождения, приуроченные к Талыйю-Аресской группе поднятий.
Рис. 1 Обзорная карта района работ
Южно-Сотчемьюский и Северо-Зеленоборский участки не пересекают границы особо охраняемых природных территорий регионального (республиканского) и федерального значения (письмо Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Коми от 10.04.2009 г. № 11-12/2105 и письмо Минприроды России от 21.12.2009 № 12-46/18221).
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов
Разрез осадочного чехла Южно-Сотчемьюского месторождения изучен глубоким бурением от четвертичных до верхнепротерозойских отложений, слагающих байкальский складчатый фундамент. В скв. 13-Сотчемью, расположенной в 5,5 км к северо-западу от рассматриваемого месторождения и вскрывшей поверхность фундамента на глубине 3040 м, в керне подняты сланцы серые до темно-серых, серицит-хлорит-кварцевые, возраст которых датирован как венд-кембрий(?). Вскрытая толщина сланцев 266 м.
Стратиграфическое расчленение разреза осадочного чехла Южно-Сотчемьюского месторождения выполнено в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции», разработанной в ГУП РК ТП НИЦ (2001 г.), литологическое описание - по результатам изучения кернового материала, палеонтологических определений и данных промыслово-геофизических исследований поисковых и разведочных скважин, пробуренных как в пределах Южно-Сотчемьюского участка недр, так и на прилегающей территории.
Осадочный чехол представлен палеозойскими и мезозойскими образованиями (рис. 2). В составе палеозойской группы выделены ордовикская, силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы.
Рис. 2 Литолого-стратиграфический разрез по скв. 4-Южно-Сотчемьюская
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 – O1
Нижний отдел 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 скв. 13-Сотчемью вскрыты только отложения нибельской свиты, толщина которой составляет 444 м.
Средний отдел - О2
Отложения среднего отдела сложены седиментационными и вторичными доломитами, содержащими примесь песчаного и глинистого материала. Толщина данных отложений в скв. 13-Сотчемью составляет 43 метра.
Верхний отдел - О3
Отложения верхнего отдела согласно залегают на среднеордовикских, 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 Нижний отдел - Si
Силурийские отложения в объеме джагалского горизонта нижнего отдела полностью пройдены скв. 13-Сотчемью, а также вскрыты на различную глубину в ряде скважин Сотчемьюского месторождения. Литологически разрез сложен седиментационными и вторичными доломитами, неравномерно обогащенными глинисто-алевритовым материалом, доля которого последовательно увеличивается снизу вверх по разрезу нижнего силура.
Толщина силурийских отложений в скв.13 составляет 126 м.
Девонская система - D
Девонская система в пределах рассматриваемого Южно-Сотчемьюского лицензионного участка и на сопредельной площади представлена только верхним отделом. Отсутствие нижне- и среднедевонских отложений достоверно установлено в скв. 13-Сотчемью, 15-Сев.Турышевской, 9-Сев. Ираельской.
Верхний отдел - D3 Франский ярус - D3f
Отложения франского яруса, со стратиграфическим перерывом залегающие на силурийских осадках, подразделяются на нижний, средний и верхний лодъярусы.
Нижнефранский подъярус - D3f1
В составе нижнефранского подъяруса выделяются яранский, джьерский и тиманский горизонты.
Яранский горизонт – D3jar
Яранский горизонт представлен ритмичным переслаиванием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании песчаных пород. Толщина его составляет 27-34 метров.
Джьерский горизонт – D3dzr
Джьерский 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 17-27 метра.
Тиманский горизонт – D3tm
Тиманский горизонт является региональным флюидоупором для среднеде- вонско-франского нефтегазоносного комплекса. Представлен преимущественно глинистыми осадками: серыми и зеленоватыми известковистыми аргиллитами и алевролитами, в верхней части встречаются прослои известняков. Толщина его изменяется от 27 м в скважине 13-Сотчемью до 46 м в скважине 9-Ираель.
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 кремнисто-битуминозных известняков и мергелей с прослоями силицитов, сформировавшихся в условиях некомпенсированной впадины.
Толщина нерасчлененных доманикового и вышележащего ветласянского горизонтов в скв. 1, 2 - Сотчемьюские составляет 16-38 метров. Толщина доманикового горизонта в скважинах 9-Ираель и 13-Сотчемью составляет 44-46 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Отложения верхнефранского подъяруса, выделяемые в составе ветласянского, сирачойского и нерасчлененных евлановского+ливенского горизонтов, в пределах рассматриваемой территории характеризуются разнофациальным комплексом осадков: мелководно-шельфовыми, рифовыми, склоновыми, депрессионными, и фациями так называемых толщ заполнения.
Ветласянский горизонт – D3vtl
Отложения ветласянского горизонта сформированы как толща заполнения вдоль доманикового барьерного рифа, протягивающегося к западу от рассматриваемого участка, 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, 25 на соседнем Сотчемьюском участке недр ветласянский горизонт, ввиду неоднозначной характеристики ло ГИС, выделяется совместно с доманиковым горизонтом в составе единой высокоомной толщи.
Сирачойский горизонт – О3srс
Сирачойский горизонт представлен разнофациальным типом осадков. В рифогенных фациях горизонт вскрыт в скважине 13-Сотчемью, на склоне сирачойского рифа - в скважинах 1-Сотчемью, 9-Ираель. Разрез сложен светлыми доломитизированными известняками и пористо-кавернозными доломитами с реликтово-органогенной текстурой. Толщина сирачойских рифогенных построек по разрезам скважин составляет около 180 метров.
Депрессионный тип разреза сирачойского горизонта вскрыт в скважине 2- Сотчемьюская, а также предполагается в пределах рассматриваемого участка, где он скважинами не вскрыт. Представлен в объеме карбонатной пачки, сложенной темноцветными битуминозными известняками, мергелями, толщиной около 50 метров. Граница между сирачойскими и доманиково-ветласянскими отложениями в данном фациальном типе разреза 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-ухтинекую 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 (ухтинского) возраста вскрыт на различную глубину к северо-востоку от Южно-Сотчемьюского месторождения на Сотчемьюском месторождении (скважины 2, 65, 114, 129- Сотчемьюские). Непосредственно на рассматриваемом участке данный тип разреза скважинами не вскрыт. 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 по данным бурения достигает 116-177 м.
Толща заполнения усть-ухти некого 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 (предрифовый) 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 – D3 vlg
Отложения волгоградского горизонта, выделяемые в объеме савиноборской свиты (савиноборской толщи заполнения), компенсируют палеовпадину, примыкающую к ухтинскому барьерному рифу и согласно залегают на депрессионных осадках евлановско-ливенского возраста. Над ухтинскими рифами савиноборской толще заполнения соответствует стратиграфический перерыв. Литологически толща представлена переслаиванием зеленовато-серых и темносерых мергелей и темно-серых со слабым зеленоватым оттенком аргиллитов известковистых, слюдистых, алевритистых. Встречаются прослои серых и темносерых 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. По результатам исследования керна отложения в нижней части представлены известняками серыми, коричневато-серыми, скрыто-тонкозернистыми, водорослевыми, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, стилоли- тизированными, плотными, крепкими, прослоями плитчатыми.
В средней части разреза, по результатам исследования керна, отобранного в скважине 4-Южно-Сотчемьюская в инт. 1785,0-1804,1 м, горизонт представлен известняками плотными, тонко-мелкокристаллическими, неравномерно перекристаллизованными, стилолитизированными, неравномерно кавернозными и трещиноватыми, в различной степени доломитизированными, с редкими маломощными прослойками известняков буровато-коричневых, тонкопористых. Нефтепроявления в виде примазок и выпотов нефти отмечаются по открытым трещинам и кавернам, а также по тонкопористым прослойкам. В составе известняков присутствуют водорослевые биогермные со сферово-сгустковой структурой и узорчатой текстурой, обломочно-комковатые, сгустково-комковатые разности.
Верхнюю часть разреза 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 горизонта в пределах исследуемого участка составляет 35-50 метров.
Задонские отложения являются промышленно нефтеносными на всех месторождениях Талыйю-Аресской группы.
Завершает разрез горизонта пачка глинистых пород, в нефтепромысловой номенклатуре выделяемая как «репер Г», являющийся флюидоупором для залежей нефти. 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 70-90 метров.
Елецкий горизонт – D3е1
Елецкий горизонт представлен толщей неравномерно переслаивающихся карбонатных пластов Ф1, Ф2, Ф3, Ф4 и межпластовых глинисто-карбонатных пачек, формировавшихся в мелководном морском бассейне с частой сменой режима осадконакопления. Пласт Ф1 сложен известняками серыми и темно-серыми, тонкозернистыми, плотными, крепкими, пятнисто доломитизированными, стилолитизированными, с прослоями зеленовато-серых мергелей и тонкими прослойками глин. Пласт обладает ухудшенными коллекторскими свойствами, что подтверждается результатами опробования в ряде скважин.
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, прослоями со скоплениями онколитов и гравийных обломков.
Толщина пласта Фг достаточно выдержана и составляет около 20 м. Отложения пласта Фг являются промышленно нефтеносными на Северо- Аресском и Сотчемьюском месторождениях.
Вышележащие пласты Фз и Ф4 сложены известняками светло-серыми, серыми, коричневато-серыми, сгустково-комковатыми и органогеннообломочными, неравномерно перекристаллизованными, пятнисто доломитизи- рованными, пористыми. Межпластовые глинисто-карбонатные пачки, являющиеся флюидоупорами для пластов Ф1^, сложены переслаивающимися глинистыми, узловатыми и волнистослоистыми известняками и зеленовато-серыми мергелями. Нефтенасыщенность пластов Ф2-Ф4 предполагается по ГИС в ряде скважин Южно-Сотчемьюского месторождения.
Толщина елецкого горизонта составляет 170-240 м.
Среднефаменский подъярус - D3fm2
Среднефаменский подъярус выделяется в объеме усть-печорского горизонта.
Усть-печорский горизонт – D3up
Отложения этого горизонта имеют неповсеместное распространение по площади. В сводовых скважинах 1, 401, 402 - Юж. Сотчемью данные отложения размыты, наличие их предполагается по ГИС в наиболее погруженных скважинах 63, 66-Сотчемью. Литологически разрез представлен 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 О до 10 - 30 метров.
Каменноугольная система - С
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 рассматриваемого участка 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 – С2
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 – С3
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 - Р
Отложения пермской системы рассматриваемой площади выделены в объеме нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел – P1
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 – P1a+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 – P1k
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 – Р2
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, краснокоричневыми, пестрыми, с увеличением вверх по разрезу карбонатности, встречаются прослои алевролитов и полимиктовых песчаников, на ряде площадей нефтенасыщенных, имеющих прерывистый характер распространения.
С песчаным пластом Р2-29 связана промышленная продуктивность в пределах Северо-Ираельского месторождения. Толщина продуктивного пласта составляет 2-6 м. Пласты песчаников распространены в виде меандрирующей полосы преимущественно северо-восточного простирания шириной около 1 км. Полосовидное распространение верхнепермских песчаников, меандрирование их в плане, небольшая ширина полос при значительной протяженности, резкая латеральная невыдержанность их свидетельствует о формировании верхнепермских песчаников в русловых долинах при заполнении их аллювиальными осадками.
Толщины казанских+татарских отложений составляют 240-300 метров.
Триасовая система - Т
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.
Меловые отложения в разрезе отсутствуют.
Четвертичная система - Q
На размытой поверхности юрских отложений залегают четвертичные породы, представленные песками, супесями, суглинками с включениями щебня, гальки, валунов. Толщина составляет 65-100 метров.
Современное положение Южно-Сотчемьюской структуры
Согласно схеме тектонического районирования Тимано-Печорской провинции Южно-Сотчемьюское месторождение нефти приурочено к одноименной структуре, расположенной в центральной части Лемьюской ступени, выделенной в составе Омра-Лыжской седловины Ижма-Печорской синеклизы (рис. 3).
Рис. 3 Схема тектонического и нефтегазогеологического районирования (выкопировка из карты фонда структур, месторождений и лицензионных участков на 01.01.2011 г, ТП НИЦ, 2011 г.)
Ижма-Печорская синеклиза, надпорядковая отрицательная структура северо-западного простирания, размерами порядка 800x200 км, включает тектонические элементы первого порядка: Нерицкую ступень, Ерсинскую депрессию, Омра-Лыжскую седловину, Ижемскую ступень, осложненные структурами второго порядка. На западе и юго-западе она граничит с Тиманским кряжем, на юго-востоке, востоке и северо-востоке по Илыч-Чикшинской зоне глубинных разломов фундамента - с Верхнепечорской впадиной Предуральского прогиба, Печоро-Кожвинским мегавалом Печоро-Колвинского авлакогена, на севере - с Малоземельско-Колгуевской моноклиналью.
Омра-Лыжская седловина, расположенная в южной части Ижма-Печорской синеклизы, представляет собой крупную (70x500 км) субмеридионально вытянутую положительную структуру I порядка. В ее пределах выделяются структурные элементы II порядка: Лузская, Ронаельская, Лемьюская, Тэбукская, Омра-Сойвинская ступени, Джебольская моноклиналь и Мичаю-Пашнинский вал. По отложениям платформенного чехла структуры выражены нечетко и характеризуются пологим залеганием осадочной толщи при общем незначительном погружении на север.
Ступени осложнены малоамплитудными локальными структурами небольших размеров, с пологими углами падения крыльев, субмеридионального и субширотного простирания. Значительная часть структур сформирована за счет облекания одиночных и барьерных верхнефранских рифовых массивов и, в основном, наиболее выражены по сейсмическим отражающим горизонтам (ОГ) в верхнедевонских отложениях.
В западном и центральном районах Омра-Лыжской седловины в пределах структур наблюдается соответствие структурных планов по различным ОГ в осадочном чехле. В восточной части, в связи с интенсивным увеличением толщины отдельных стратиграфических подразделений, структурные планы с глубиной изменяются.
Лемьюская ступень представляет собой обширную пологую структуру (размерами по кровле карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложений 110 x55 км), слабонаклоненную на север и восток, осложненную большим количеством малоамплитудных структур, в основном, северо-восточного направления, часть которых характеризуется унаследованностью в развитии.
На севере она граничит с Лузской ступенью, на северо-востоке и востоке - с Ронаельской и северной частью Мичаю-Пашнинского вала, на юге - с Тэбукской, на западе - с Ижемской и Нерицкой ступенями. По гипсометрическому положению Лемьюская ступень залегает выше Ижемской, Лузской и Ронаельской и ниже Тэбукской. Входящие в ее состав структурные террасы постепенно выполаживаются вверх по разрезу, а амплитуда локальных поднятий увеличивается. Характерно значительное количество разнонаправленных сбросовых нарушений, осложняющих верхнепермский интервал разреза.
В западной части Лемьюской ступени выделяется Талыйю-Аресская зона локальных поднятий северо-восточного простирания, включающая Нерцовскую, Аресскую, Северо-Аресскую, Турышевскую, Северо-Ираельскую, Южно- Сотчемьюскую, Сотчемьюскую, Восточно-Сотчемьюскую, Талыйюскую, Северо- Талыйюскую структуры. Цепочка этих структур расположена в зоне развития верхнефранских барьерных рифов, обусловивших наибольшую контрастность локальных структур по кровле верхнефранских отложений. Центральное и южное положение занимают Западно-Ираельская, Западно-Малоперская, Ираельская, Восточно-Ираельская, Зеленоборская, Глушская и др. структуры. В восточной и северо-восточной части ступени располагаются Безымянная, Северо- Безымянная, Верхнекосьюская, Южно-Рыбницкая, Рыбницкая, Западно- Сунаельская, Сунаельская структуры. Восточным ограничением Лемьюской ступени является тектоническое нарушение сбросового типа, отделяющее ступень от Мичаю-Пашнинского вала и уходящее корнями в фундамент.
Структуры Талыйю-Аресской группы, к которым приурочены месторождения нефти, являются брахиантиклинальными складками облекания ухтинского и сирачойского барьерных рифов, цепочка которых субпараллельно прослеживается вплоть до Северо-Талыйюской структуры. Амплитуда их обычно не превышает 15-40 м.
В юго-восточной части Южно-Сотчемьюского участка, и на примыкающей территории Северо-Зеленоборского лицензионного участка, в зоне развития ухтинского барьерного рифа расположена рассматриваемая Южно-Сотчемьюская структура, представленная антиклинальной складкой субмеридионального простирания с более крутым, обращенным в сторону глубоководного склона ухтинского рифа восточным крылом, и более пологим западным.
В зоне распространения сирачойского барьерного рифа в пределах Южно- Сотчемьюского лицензионного участка к западу от Южно-Сотчемьюской структуры выделяется Восточно-Турышевская структурная зона, представленная серией небольших куполообразных структур облекания в задонских отложениях, разделенных прогибами северо-западного простирания амплитудой порядка 10 м. Амплитуда куполов не превышает 25-30 м.
Структуры со смещенными структурными планами в разрезе осадочного чехла расположены в центральной и южной части Лемьюской ступени. К ним относятся Западно-Ираельская, Западно-Малолерская, Ираельская, Восточно- Ираельская, Зеленоборская, Глушская и др. структуры.
В восточной и северо-восточной части ступени располагаются Безымянная, Северо-Безымянная, Верхнекосьюская, Южно-Рыбницкая, Рыбницкая, Западно- Сунаельская, Сунаельская структуры. Основное влияние на их формирование оказала смена тектонического режима, приведшая сначала к образованию Мичаю- Пашнинского грабена с прогибанием района исследований, и, как следствие, со значительным увеличением толщины осадочных силурийских и девонских отложений, потом - к образованию одноименного инверсионного вала, резкого подъема восточной части исследуемого района и сокращения осадконакопления с середины позднего палеозоя. Восточным ограничением Лемьюской ступени является тектоническое нарушение сбросового типа, отделяющее ступень от Мичаю-Пашнинского вала и уходящее корнями в фундамент.
Краткие сведения о нефтеносности района
По нефтегазогеологическому районированию Южно-Сотчемьюское нефтяное месторождение расположено в пределах Верхнелыжско-Лемьюского нефтегазоносного района (ИГР) Ижма-Печорской нефтегазоносной области (НГО). Промышленная нефтеносность района к настоящему времени 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 Фо, 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-турнейский 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.
D 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 дебитом 1,5 м^/сут по подъему уровня из джьерских песчаников получен в скв. 1- Сотчемьюская (инт. 2228-2235 м). 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 м^/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-турнейский карбонатный НГК
По количеству открытых месторождений в рассматриваемом НГР этот комплекс занимает ведущее место. Представлен отложениями доманикового горизонта, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса верхнего девона. Залежи нефти приурочены чаще всего к карбонатному пласту Фо, реже - к пластам Фг, Фз, Ф4 нижнефаменского подъяруса. Основным флюидоупором для пласта Фо является глинистая пачка в кровле задонского горизонта (репер Т”). 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. Залежи нефти выявлены на Западно-Нерцовском, Нерцовском, Западно- Аресском, Аресском, Северо-Аресском, Турышевском, Восточно-Турышевском, Северо-Ираельском, Южно-Сотчемьюском, Северо-Зеленоборском,
Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях. Залежи в пласте Фо классифицируются как пластовые, неполнопластовые, массивные, сводовые. Тип коллектора преимущественно трещинно-кавернозно-поровый.
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-Аресском и Северо-Аресском месторождениях. На Сотчемьюском месторождении дебиты нефти изменяются от 7 до 90 м^/сут, на Турышевском и Аресских месторождениях - от 0,7 до 7,7 м%ут.
В скв. 4-Южно-Сотчемьюская пласт Фг по заключению ГИС является нефтеводонасыщенным. Опробование его не проводилось.
В пластах Фз и Ф4 выявлены залежи нефти на Северо-Аресском месторождении. Нефтепроявления в пласте Фз отмечены также на Аресском месторождении, где при совместном опробовании пластов Фз и Ф4 в скважине 4 в открытом стволе получено 0,2 м^ 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 м^ за два цикла стояния на притоке (35 мин).
Все выявленные в пластах Фз - Ф4 залежи нефти 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 отмечались в ряде скважин.
Наиболее вероятный стратиграфический уровень возможного нефтенасыщения - кровля карбонатов нижней перми. В скв. 13-Сотчемьюская 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 Н2S.
В скв. 21-Восточно-Сотчемьюская при опробовании ИП в процессе бурения инт. 1204-1210 м получен приток пластовой воды в объеме 6,5 м^ 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. Песчаные пласты-коллекторы связываются 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-Сев.-Ираель, по данным ГИС в скважине 60-Сев.-Ираель пласт песчаника Р2-29 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.
Источник: Оперативный пересчёт запасов углеводородов Южно-Сотчемьюского нефтяного месторождения Лицензии СЫК 02126 НР, СЫК 02215 НР. Договор № 8. Плыкина Е.А., Немысский О.С., Федотов А.П., и др. 2015
Следующее Месторождение: Эштебенькинское