Турчаниновское месторождение
Район месторождения характеризуется холодной продолжительной зимой, умеренно теплым летом. Открытость территории с севера создает благоприятные условия для вторжения арктических воздушных масс, приносящих похолодания. С юга и юго-востока поступают преимущественно континентальные воздушные массы воздуха, охлажденные зимой и прогретые летом. Частая смена воздушных масс придает погоде в течение всего года большую неустойчивость.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и
продуктивных горизонтов
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Турчаниновского месторождения приводится в соответствии с унифицированной схемой ТПП.
Вскрытый разрез осадочного чехла представлен палеозойскими, мезозойскими отложениями, перекрытыми четвертичными осадками. Наиболее древними породами, вскрытыми на Турчаниновской площади, являются нижнесилурийские. Максимальная вскрытая толщина изученного разреза в скважине 3У-Р составляет 2320 м.
Палеозойская группа – РZ
Силурийская система – S
Силурийские отложения выделены в объеме нижнего отдела.
Нижний отдел - S1
Нижнесилурийские отложения выделены в объеме лландоверийского яруса и представлены вторичными доломитами, доломитизированными известняками и мергелями. Вскрытая толщина нижнего силура в пределах месторождения достигает 62 м.
Девонская система – D
Девонские образования представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
На рассматриваемой территории в составе среднего девона выделяются эйфельский и живетский ярусы.
Эйфельский ярус –D2ef
Эйфельский яруссо стратиграфическим несогласием перекрывающий отложения нижнего силура, расчленяется на нижний и верхний подъярусы.
Нижнеэйфельский подъярус- D2ef1 присутствует в объеме койвенского и бийского горизонтов.
В составе койвенского горизонта (D2kv) выделен песчаный пласт III, разрез которого слагают песчаники кварцевые, серые, средне-мелкозернистые, выше по разрезу переходящие в алевролиты, которые затем замещаются на аргиллиты. В подошве бийского горизонта (D2bs) залегает пачка темно-серых аргиллитов, в основании которой прослеживаются линзовидные прослои песчаного пласта IIб, сложенного средне-мелкозернистыми кварцевыми песчаниками. Толщина нижнеэйфельского подъяруса составляет 41 – 47 м.
Верхнеэйфельский подъярус - D2ef2 присутствует в объеме кедровского, омринского и колвинского горизонтов.
Кедровский горизонт - D2kdобъединяют маломощный песчаный пласт IIп, карбонатный пласт IIк и разделяющие их глинистые прослои. Омринский горизонт - D2om выделяется в объеме межпластовых глинистых пачек и заключенного между ними песчаного пласта IIа. Далее прослеживается колвинский горизонт - D2kl, вмещающий пласт Iв0. Пласт сложен кварцевыми песчаниками. Толщина верхнеэйфельского подъяруса изменяется от 62 до 83 м.
Живетский ярус – D2zv
Живетский ярус выделяется в объеме старооскольского надгоризонта - D2st, представленного в объеме нижней части песчаного пласта Iв1, в основном, сложенного серыми, темно-серыми песчаниками, разнозернистыми, горизонтальнослоистыми, участками трещиноватыми. В составе обломочной части преобладает кварц. Толщина старооскольских отложений составляет 34 – 58 м.
Верхний отдел – D3
Верхний отдел девонской системысо стратиграфическим несогласием перекрывающий отложения живетского яруса, представлен в объеме франского и фаменского ярусов. Общая толщина отдела изменяется от 997 до 1120 м.
Франский ярус – D3f
Образования франского яруса расчленяются на нижний, средний и верхний подъярусы. Толщина яруса составляет 184 – 210 м.
В составе нижнефранского подъяруса – D3f1 выделяются яранский, джьерский и тиманский горизонты. Толщина подъяруса изменяется от 110 – 142 м.
В разрезе яранского горизонта (D3jar) (по местной номенклатуре вельюская свита) по данным каротажа прослеживается верхняя часть пласта Iв (Iв2), которая включает пачки песчаников В-1, В-2, В-3.
В пределах рассматриваемого месторождения продуктивными являются пачки В-3 и В-2. Толщина пачки В-3 достигает 17 м и вследствие стратиграфического размыва уменьшается до 4 м в южном направлении (скв. 1В). Толщина пачек В-2 и В-1 составляет соответственно 6 – 15 и 4 – 16 м.
Характерными особенностями пород пласта 1в являются пестроцветные окраски глинистых и алевролитовых пород (вишнево-бурые, зелено-серые, серые цвета), грубозернистость песчаников, присутствие многочисленных катунов и кварцевого материала. Породы, слагающие продуктивные пачки, представлены песчаниками, в разной степени нефтенасыщенными, пористыми, плотными, крепкими, со скудным глинистым материалом, плитчатыми, от слабо трещиноватых до трещиноватых, участками пиритизированными.
Для песчаников пачки В-3 характерными признаками, отличающими их от нижезалегающих пластов, являются наиболее крупнозернистый состав, присутствие прослоев гравелитов и конгломератов. Проницаемые песчаники пачек В-2 и В-3 разделены плотными глинистыми породами, представленными аргиллитами пестроцветными, тонкоотмученными, неизвестковистыми, слабоалевритистыми с тонкими прослоями плотного и глинистого алевролита.
В разрезе пачки В-3 прослеживаются до 5 проницаемых песчаных пропластков, которые имеют выдержанный характер по латерали и достаточно уверенно коррелируются в разрезе скважин. Разрез пачек В-2 и В-1 характеризуется более линзовидным строением. В разрезе пачки В-2 прослеживается до 4 пропластков. Общая толщина яранского горизонта составляет 34 – 57 м.
Отложения джьерского горизонта (D3dzr) сложены песчано-алевритовыми и глинистыми породами. В основании горизонта залегает глинистая пачка толщиной 4 – 8 м, представленная глинами темно-серыми и зеленовато-серыми, аргиллитоподобными, карбонатными, которая является флюидоупором для нижезалегающей залежи пачки В-3.
Выше по разрезу в глинисто-алевритистой толще по данным каротажа в скважинах прослеживаются три песчаных пласта: Ia верх., Iа ниж. и Iб (сверху вниз). На Турчаниновской структуре продуктивными являются пласты Iа ниж. (далее именуемый как Iа) и Iб. Толщина пласта Ia составляет 4 – 8 м, пласта Iб – 2 – 5 м. Песчаники коричневые и коричневато-серые, тонко-, мелко-, реже среднезернистые с горизонтальной слоистостью, плотные, с желваками сидерита, тонкоплитчатыми до тонколистовых, иногда с углефицированными растительными остатками и включениями пирита, участками нефтенасыщенные. Пласты разделены плотными глинистыми породами толщиной 5 – 10 м, сложенными алевролитами от серых до зеленовато-серых, слабо известковистыми, хорошо сортированными, плотными и аргиллитами серыми, зеленовато- и темно-серыми, представленными в виде тонких плиток.
При выдержанности строения песчаных пластов Ia и Iб в целом, для них характерна гранулометрическая изменчивость по латерали. Толщина джьерского горизонта относительно выдержана по площади и изменяется от 21 до 38 м.
Тиманский горизонт (D3tm) сложен преимущественно глинистыми осадками. Вверх по разрезу увеличивается карбонатность пород, появляются прослои глинистых известняков и мергелей. В средней и нижней частях горизонта, в пределах исследуемого горизонта, по данным ГИС, снизу вверх выделяются три песчаных пласта А1, А2, А3. На Турчаниновской структуре продуктивными являются пласты А2 и А3, пласт А1 замещен на плотные алевритистые и глинистые породы.
Проницаемые песчаники пласта А3 имеют локальное линзовидное распространение и установлены, по данным ГИС, только в скв. 2У-Р, 55 и 90. На остальной площади пласт замещается на плотные, глинистые, непроницаемые породы. Толщина пласта составляет 1 – 4 м.
Песчаники пласта А2 образуют достаточно протяженные пластообразные тела с извилистыми очертаниями, обусловленные, вероятно, подводными распределительными каналами на шельфе, где происходило накопление более крупнозернистых и пористых разностей. Толщина пласта составляет 6 – 16 м.
Пласты слагают песчаники серые, светло-коричневые до коричневых, кварцевые, с хорошей сортировкой обломочного материала, с тонко-, мелкозернистой структурой, со значительным содержанием алевритовой фракции. Песчаники участками тонкоплитчатые, пористые, трещиноватые, с послойными скоплениями углефицированной флоры, слюды, глинистыми примазками и вкраплениями пирита, в разной степени нефтенасыщенные. Цемент уплотнения – регенерационный кварцевый, поровый, глинистый. От нижезалегающих песчаников джьерского и яранского горизонтов отличаются более тонкой зернистостью, повышенным содержанием алевритовой и пилитовой фракции. Толщина тиманского горизонта составляет 47 – 66 м. Сводный стратиграфический разрез продуктивных поддоманиковых отложений представлен на граф. прил. 2.
В составе среднефранского подъяруса - D3f2 выделяются саргаевский и доманиковый горизонты. Подъярус имеет мощность от 55 до 68 м.
Саргаевский горизонт - D3srсостоит из глинисто-карбонатных пород. В основании выделяется карбонатный пласт I, сложенный темно-серыми, глинистыми, участками органогенными известняками. Выше разрез сложен переслаиванием аргиллитов и известняков разнокристаллических, с морской фауной. Толщина горизонта 10 – 18 м.
Доманиковый горизонт - D3dmпредставлен депрессионными доманикоидными осадками темноцветными, тонкослоистыми, битуминозными известняками, иногда коричневато-серыми, тонкозернистыми, пиритизированными, трещиноватыми, чередующимися иногда с кремнеизвестняками и мергелями. Толщина горизонта составляет 41 – 55 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3присутствует в объеме нерасчлененных ветласянского+сирачойского горизонтов - D3vt+src, представленных породами доманикоидного типа: битуминозными известняками с редкими прослоями глинистых пород. Глинистые породы, разделяющие доманиковый и сирачойский горизонты, относятся к ветласянскому горизонту. Толщина горизонтов изменяется от 9 до 17 м.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус на исследуемой территории присутствует в объеме нижнего и среднего подъярусов. Толщина яруса составляет 799 – 1001 м.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1 выделен в объеме нерасчлененного задонского+елецкого горизонтов - D3zd+el. В составе задонских отложений выделяются нижнезадонская глинисто-карбонатная (савиноборская) толща заполнения (Izd) и верхнезадонская карбонатная толща (IIzd или пласт Ф0).
Нижнезадонская (савиноборская) толща сложена однообразными мергелями, переходящими в аргиллиты. Верхнезадонская толща представлена аргиллитами с прослоями мергелей и известняков глинистых. В составе елецких отложений выделяются вышележащая карбонатная толща, представленная чередованием карбонатных пластов-коллекторов (Ф1-Ф4) с межпластовыми глинисто-карбонатными пачками. Толщина задонского+елецкого горизонтов варьирует от 641 до 858 м.
Среднефаменский подъярус – D3fm2 присутствует в объеме усть-печорского горизонта - D3up и частично охарактеризован керном в скв. 3У-Р и 6У-Р. Разрез представлен в основном карбонатными пластами-коллекторами Ф5-Ф6 и разделяющей их слоистой пачкой. Толщина усть-печорского горизонта составляет 131 – 243 м.
Каменноугольная система - С
Отложения каменноугольной системы представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним. Общая толщина каменноугольных отложений изменяется от 182 до 276 м.
Нижний отдел - C1
Нижнекаменноугольные отложения в пределах исследуемой территории присутствуют в объеме визейского и серпуховского ярусов. Толщина отложений составляет 66 – 113 м.
Визейский ярус – С1v
Разрез визейского ярусаслагают отложения верхневизейского подъяруса. В основании разреза залегает глинистая пачка толщиной не более 10 м. Выше присутствует карбонатная толща, сложенная неравномерным чередованием известняков, доломитов и аргиллитов. Доломиты светло-серые, участками порово-мелкокавернозные, поры и каверны заполнены нефтью. Верхневизейский подъярус имеет мощность от 36 до 76 м.
Серпуховский горизонт - С1s представлен карбонатной толщей, сложенной известняками и доломитами с прослоями глинистых пород. Толщина серпуховских отложений составляет 15 – 52 м.
Средний отдел - С2
Отложения среднего карбона присутствуют в объеме башкирского и московского ярусов.
Башкирский ярус – С2b
Отложения башкирского яруса, несогласно залегающие на нижнекаменноугольных отложениях, представлены доломитами и доломитизированными известняками с прослоями глинистых пород. Толщина составляет 10 – 27 м.
Московский ярус – С2m
Несогласно залегающие на башкирских, отложения московского яруса сложены известняками, иногда доломитизированными с переходом в доломит. Толщина отложений изменяется от 77 до 139 м.
Верхний отдел - С3
Отложения верхнего отдела представлены органогенно-детритовыми, водорослево-фораминиферовыми известняками, в различной степени доломитизированными, иногда окремненными, прослоями пористо-кавернозными. Толщина отложений составляет 10 – 32 м.
Пермская система - Р
Пермские отложенияприсутствуют в объеме нижнего и верхнего отделов, общей толщиной 586 – 767 м.
Нижний отдел - Р1
Нижний отдел перми объединяет нерасчлененные отложениями ассельского+сакмарского и артинского+кунгурского ярусов. Толщина нижнепермских отложений составляет 153 – 217 м.
Ассельский+сакмарский ярусы – Р1a+s
Нерасчлененные ассельский+сакмарский ярусы представлены известняками с подчиненным значением аргиллитов, мергелей и доломитов. Преобладают известняки серые, светло-серые до белого, тонкокристаллические, плотные, крепкие, от слабо пористых до пористых, участками кавернозные, прослоями поры и каверны заполнены нефтью. Толщина отложений изменяется от 85 до 141 м.
Артинский+кунгурский ярусы – Р1ar+k
Отложения нерасчлененных артинского+кунгурского ярусов сложены в верхней части переслаиванием глин, алевролитов с подчиненной ролью сульфатно-карбонатных пород, известняков и доломитов.
Нижнюю часть слагают преимущественно карбонатные породы, представленные известняками и доломитами. Толщина составляет 50 – 98 м.
Верхний отдел - Р2
В составе верхнего отдела перми присутствуют отложения уфимского и нерасчлененных казанского+татарского ярусов. Толщина верхнепермских отложений изменяется от 473 до 574 м.
Уфимский ярус – Р2u
Разрез уфимского яруса сложен чередованием песчаников полимиктовых пестроокрашенных, глинистых, алевролитов и глин с прослоями доломитов и мергелей. Толщина уфимских отложений составляет 225 – 281 м.
Казанский+ татарский ярусы – Р2kz+t
Нерасчлененные отложения казанского+татарского ярусов представлены пестроцветными глинами, аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников и карбонатных пород. Толщина казанско+татарских отложений составляет 222 – 301 м.
Мезозойская группа - MZ
Триасовая система – Т
Отложения триасовой системы представлены нерасчлененными нижним и средним отделами, сложенными глинами, песчаниками, алевролитами и редкими тонкими прослоями мергеля. В основании разрез сложен песчаниками, содержащими гальку кремнистых пород, обломки кварца, известняков, окатыши глин. Толщина осадков триасовой системы изменяется от 51 до 96 м.
Юрская система – J
Отложения юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на поверхности триаса и присутствуют в объеме нижнего отдела.
Нижний отдел – J1
Разрез нижней юры сложен серыми полимиктовыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Толщина отложений составляет 54 – 99 м.
КАЙНОЗОЙСКАЯ ГРУППА – KZ
Четвертичная система - Q
Четвертичные отложения представлены суглинками плотными, песками и супесями серыми, желтовато-серыми, разнозернистыми с примесью гравия, гальки и валунов метаморфических и осадочных пород. Толщина четвертичных осадков рассматриваемой территории изменяется от 17 до 28 м.
Тектоника
Рассматриваемая территория в тектоническом отношении находится в восточной части Тэбукской ступени центральной части Омра-Лыжской седловины – структуры пер-вого порядка, расположенной в южной части Ижма-Печорской синеклизы.
Тэбукская ступень, выделенная как структура II порядка, на юге граничит с Омра-Сойвинской ступенью, на юго-востоке – с Джебольской моноклиналью, на востоке - с инверсионным Мичаю-Пашнинским валом, на севере – с Лемьюской ступенью и на запа-де с Нерицкой ступенью.
Тэбукская ступень представляет собой обширную зону общего моноклинального погружения отложений в северо-восточном и восточном направлениях. По кровле карбо-натов нижней перми ее граница на севере условна и проводится по изолинии минус 800 м. Размеры ступени составляют около 10080 км.
Толщина осадочного чехла в пределах ступени изменяется от 2,5 до 4,6 км за счет увеличения толщин и стратиграфического объема карбонатных силурийских, терриген-ных среднедевонско-нижнефранских и верхнепермских отложений в восточном направ-лении.
В центральной части Тэбукской ступени выделяется группа поднятий субширот-ного простирания. Морфологически они образуют структурную гряду, которая включает Ваньюское, Западно-Тэбукское, Расьюское, Турчаниновское и Вадьявожское поднятия общей протяженностью около 60 км при ширине около 10 км. Морфологическая вырази-тельность поднятий уменьшается с запада на восток. Если Западно-Тэбукская структура по кровле нижнепермских карбонатов достигает амплитуды 50–60 м, то на Расьюской амплитуда сокращается до 25–30 м, на Турчаниновской до 10–15 м, на Вадьявожской до 10 м. Далее на восток гряда полностью выполаживается и на границе с Мичаю-Пашнинским валом она уже не проявляется. В пределах гряды с запада на восток выде-ляются Ваньюская, Западно-Тэбукская, Расьюская, Северо-Расьюская, Западно-Турчаниновская, Турчаниновская локальные структуры. Размеры структурной зоны 404–6 км.
Крупным структурным элементом Тэбукской ступени является грабенообразный прогиб, который распространяется в субмеридиональном направлении от Омра-Сойвинской ступени на юге и практически до северной границы Тэбукской ступени. Его общая протяженность составляет порядка 100 км при незначительной ширине 2–3 км. Ве-лью-Вадьявожскую гряду прогиб пересекает между Западно-Тарчани6новской и Турча-ниновской структурами.
Особенностью грабена является его прослеживание только в поддоманиковой ча-сти осадочного чехла, где он контролирует как распространение средне-верхнедевонские терригенных образований, так и их фациальный состав. Выше по разрезу чехла влияние этого тектонического элемента практически не отмечается.
В 2003–2004 гг. в пределах Расьюско-Вадьявожской зоны структур были проведе-ны сейсморазведочные работы МОГТ-2Д (с/п 14-03) и проведена переобработка сейсми-ческих данных и комплексная переинтерпретация геолого-геофизических материалов района ([24]). На основании исследований были построены структурные карты в масшта-бе 1:25 000 по отражающим горизонтам Ik (P1k), IIV (C1V), III Ф0 (D3zd), IIId (D3dm), IIItm (D3tm), IIIdzr (D3dzr), III2kd (D2kd), III-IV (D2-S) и V (О).
В представленной в работе [24] геологической модели Турчаниновская структура была обособлена в самостоятельную по поддоманиковому и верхнефаменско-визейскому комплексам осадочного чехла.
По поддоманиковому комплексу структура представляет собой асимметричную брахиантиклинальную складку, ограниченную на западе грабенообразным прогибом ши-риной порядка 1,5–2,0 км. Западной границей структуры является разрывное нарушение сбросового типа амплитудой 25–30 м.
Восточным ограничением Турчаниновской структуры является тектоническое нарушение сбросового топа. Амплитуда сброса по подошве доманика достигает 10–15 м.
Грабенообразный прогиб развивался в среднедевонско-раннефранское время и ха-рактеризуется как конседиментационное тектоническое образование. Об этом свидетель-ствует увеличение толщины старооскольских отложений в зоне грабена (скв. 3У-Р). По-верхности сбросов, ограничивающих грабен, близки к вертикальным.
Наиболее глубоким отражающим горизонтом, прослеженным в отчете [24] на рас-сматриваемой площади, является ОГ V(О), соответствующий подошве ордовикских от-ложений. Турчаниновская структура по данному горизонту имеет субмеридиональное простирание и на западе экранирована дизъюнктивом амплитудой 15–25 м. Обособляется структура по замкнутой изогипсе минус 2360 м, свод структуры оконтуривается изолини-ей минус 2320 м (в районе скв. 23) и на западе тектонически ограничен. Структура имеет размеры 8,3×3,0 км и амплитуду более 40 м.
Отражающий горизонт III-IV (D2-S) соответствует подошве эйфельских отложе-ний среднего девона. Отложения среднего девона залегают на эродированной поверхно-сти силурийских отложений. Горизонт является опорным, уверенно прослеживается в пределах площади и характеризует морфологию отложений на границе двух седимента-ционных комплексов, разделенных стратиграфическим несогласием и резко различаю-щихся по литологическому составу.
По этой стратиграфической поверхности амплитуда нарушений и простирание структуры сохраняются. Структура обособляется по замкнутой изогипсе минус 2090 м. Свод в сравнении с нижезалегающим горизонтом местоположения не меняет и оконтури-вается по замкнутой изогипсе минус 2040 м. Размеры структуры увеличиваются до 7,5×3,9 км, за счет смещения восточных границ. Амплитуда структуры составляет более 50 м.
По отражающему горизонту III2kd (D2kd), соответствующему кровле кедровских отложений среднего девона, структура еще сохраняет свое северо-западное простирание, но восточное крыло значительно вытягивается и приобретает форму структурного носа. Обособляется структура по замкнутой изогипсе минус 2030 м. В своде ее, по замкнутой изогипсе минус 1990 м, оконтуриваются два купола в районе скв. 21 и 23 и в районе скв. 12. Размеры структуры увеличиваются и составляют 7,8×5,3 км, амплитуда сохраняется на уровне 50 м. Амплитуда нарушения, ограничивающего структуру на западе, увеличивает-ся до 25–30 м.
По нижне-среднефранскому интервалу разреза тектонические особенности разви-тия района и условия осадконакопления были схожими, поэтому структурные планы по ОГ IIId (D3dm), IIItm (D3tm) и IIIdzr (D3dzr) имеют общие черты строения (граф.прил. 5, 6). В представляемой работе по данным ОГ актуализированы построения по результатам бурения восьми новых скважин.
По отражающему горизонту IIIdzr (D3dzr), соответствующему подошве джьерских отложений верхнего девона, структурная поверхность отличается наибольшей рельефно-стью. Вероятно, это связано с размывом части яранских отложений. Построения по гори-зонту являются структурной основой для картирования залежи нефти песчаников пачки В-3.
По горизонту IIIdzr морфологически структура меняет свое простирание на суб-широтное и приобретает изометричную форму. Структура ограничивается по изогипсе минус 1860 м, замкнутой на тектоническое нарушение. Амплитуда составляет 40 м. Юж-ное крыло более пологое, северное - приобретает извилистые очертания. На западе и во-стоке структура ограничивается дизъюнктивами амплитудой соответственно до 30 и 20 м.
В контуре изогипсы минус 1850 м выделяется два локальных купола: основной, в западной части, наиболее амплитудный с размерами 4,6×6,6 км, и, незначительный по размерам, восточный (0,4×1,5 км). В пределах западного купола (замкнутая изогипса ми-нус 1820 м) в районах скв. 23, 37 и 55 локализуются три купола меньших размеров.
В пределах выделенного грабена в северной части локализуется локальный купол размером 1,5×0.4 км в контуре изогипсы мину 1860 м.
В районе скв. 57 изогипсой минус 1850 м, замкнутой на тектоническое нарушение, локализуется купол размером приблизительно 1,0×1,10 км.
В северном и южном направлениях поверхность джъерских отложений погружа-ется от уровня минус 1850–1860 м до 1880 на севере и 1910 на юге.
По отражающим горизонтам IIItm и IIId, которые сопоставляются соответственно, с подошвой тиманского и доманикового горизонтов, структура своими очертаниями по-вторяет структурную поверхность джьерского горизонта и несколько увеличивается по площади.
Размеры структуры по ОГ IIItm в контуре последней замкнутой изогипсы минус 1840 м составляют 5,6×7,4 км, амплитуда 40 м. Северное крыло структуры, как и по ОГ IIIdzr, характеризуется неправильными извилистыми очертаниями. Восточная перикли-наль структуры является узко вытянутой и ограниченной с востока сбросовым нарушени-ем амплитудой 5–15 м. Южное крыло сохраняет свое пологое положение.
В центральной части грабена (район скв. 57) в контуре замкнутой на нарушение изогипсы минус 1820 м локализуется купол размером 1,0×8,0 м. В северной части грабена в контуре изогипсы минус 1830 м сохраняется купол, примыкающий к разрывному нару-шению. Размеры и амплитуда его сохраняется в размерах джъерского горизонта.
По ОГ IIId амплитуда структуры, обособляющейся в контуре изогипсы минус 1780 м, сохраняется, размеры незначительно увеличиваются и составляют 5,6×7,5 км. Северное крыло структуры становится более пологим. Амплитуда нарушения, ограничивающего Турчаниновскую структуру с запада, уменьшается до 15–20 м, а восточного до 5–7 м.
В северной части грабена более уверенно выделяется Северо-Турчаниновская структура, которая ограничивается в контуре изогипсы 1770 м, замкнутой на сбросовое нарушение стенки грабена
В центральной части грабена, в контуре изогипс минус 1760 м сформирована структурная седловина размером около 2×2 км. В пределах этого структурного объекта находится скв. 57.
По поверхности фаменских отложений Турчаниновская структура является со-ставной частью единого валообразного поднятия субширотного простирания, объединя-ющего Расьюскую, Северо-Расьюскую и Западно-Турчаниновскую и Турчаниновскую структуры.
По ОГ IIIФ0 (D3zd), соответствующему кровле пласта Ф0, на фоне возвышающихся Расьюской и Северо-Расьюской структур, Западно-Турчаниновская и Турчаниновская структуры являются структурным осложнением северо-восточной периклинали подня-тия.
Самое высокое гипсометрическое положение занимает Расьюская структура (ам-плитудой 32 м). Вместе с Северо-Расьюской структурой (амплитудой более 10 м) она оконтуривается по замкнутой изогипсе минус 1275 м. Северо-восточнее, по замкнутой изогипсе минус 1370 м, в общее поднятие включается Западно-Турчаниновская структу-ра. Далее на восток, по изолинии минус 1650 м, выделяется Турчаниновская структура, представляющая собой достаточно вытянутое в данном направлении структурное ослож-нение, в пределах которого пробуренные скважины вскрыли кровлю пласта Ф0 в интер-вале абсолютных отметок от минус 1495 до 1650 м.
По ОГ IIv (C1v), соответствующему кровле верхнего девона, Турчаниновская структура снова приобретает большую морфологическую выраженность и обособляется в самостоятельную пликативную структуру. Структурная поверхность характеризуется значительной дифференцированностью, что является следствием неравномерной эрозии верхнедевонских отложений в предвизейское время, сопровождавшегося размывом верх-нефаменских и турнейских отложений. Турчаниновская структура по горизонту IIv пред-ставляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания изометричной формы, в восточной части которой сформировался структурный нос, обособленный в контуре изо-гипсы минус 880 м. Размеры структуры составляют 3,9×11,8 км, амплитуда – 40 м.
Структура осложнена двумя куполами западным и восточным, которые оконтури-ваются по замкнутой изогипсе минус 870 м. Западный имеет размеры – 3,0×6,8 км, ам-плитуду 30 м, восточный – 0,6×0,9 км, амплитуду – более 10 м.
Западный купол, в свою очередь, осложняют два купола, расположенных по про-стиранию структуры, которые локализуются в центральной части. Купола в контуре изо-гипсы минус 850 м имеют размеры: западный – 0,9×1,4 км и восточный – 1,2×2,2 км.
По ОГ Ik, сопоставляемому с кровлей карбонатных отложений нижней перми, Турчаниновская структура опять приобретает черты структурного осложнения восточной периклинали валообразного поднятия.
Структурное осложнение в контуре изогипсы минус 560 м имеет форму структур-ного носа, вытянутого в восточном направлении и сохраняющего конфигурацию нижеза-легающего горизонта. По изолинии минус 550 м также обособляются два купола, запад-ный из которых примыкает к основному поднятию, восточный сохраняет свою самостоя-тельность. Амплитуда обоих куполов составляет более 10 м.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Турчаниновское месторождение согласно схеме нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции расположено в пределах Велью-Тэбукского нефтегазоносного района (НГР) Ижма-Печорской нефтегазоносной области (НГО).
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
В пределах рассматриваемого месторождения отложения верхнеордовикско-нижнедевонского комплекса практически не изучены. Из осадочных образований данного комплекса на месторождении бурением вскрыты только нижнесилурийские осадки вскрытой толщиной 12–62 м.
На соседнем Западно-Тэбукском месторождении отложения нижнего силура представлены, в основном, вторичными пористо-кавернозными и массивными доломитами, доломитизированными известняками и мергелями. Карбонатные пласты-коллекторы приурочены к отложениям васькерской свиты силура. По заключению специалистов-нефтяников промышленной ценностью данные отложения на Западно-Тэбукском месторождении не обладают.
Промышленные скопления углеводородов в отложениях данного комплекса на месторождениях Велью-Тэбукского НГР в настоящее время не установлены.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Большая часть разведанных и разрабатываемых запасов УВС месторождений Велью-Тэбукского НГР связана с отложениями данного НГК.
Промышленные скопления УВ приурочены как к отложениям среднего девона, в которых отмечаются наибольшие мощности песчаных коллекторов (эйфельский и живетский ярусы), так и отложениям верхнего девона (яранскому, джьерскому и тиманскому горизонтам).
Залежи нефти в пределах рассматриваемого НГР установлены на Западно-Тэбукском (пласты III, IIб, IIа, Iв, Iб и Iа), Расьюском (пласты Iа и Iб), Западно-Турчаниновском (пласты Iа и Iб), Джьерском (пласты IIа, Iв, Iб и Iа), Кыкаельском (пласты Iв, Iб и Iа), Восточно-Маркаельском (пласт Iа), Ленавожском (пласт А), Боровом (пласт А), Сосновском (пласты III, Iв, Iб и Iа), Турчаниновском (пласты Iв, Iб и Iа) месторождениях.
Залежи, как правило, пластовые сводовые, осложненные тектоническими нарушениями и литологическими экранами. Коллекторами служат кварцевые песчаники.
На Турчаниновском месторождении перспективы открытия промышленной залежи нефти связаны с песчаниками пласта А3 тиманского возраста, где по ГИС в нескольких скважинах выделены нефтенасыщенные коллектора.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Строение доманиково-турнейского НГР очень сложное. На его формирование оказали влияние множество факторов - обстановки седиментации, вторичные изменения пород, активизация тектонических движений в разное время и т.д. Особенностью комплекса является разнообразие слагающих его осадков, резкая изменчивость мощности в разных структурно-фациальных зонах.
Продуктивные коллектора на месторождениях Велью-Тэбукского НГР приурочены к пластам фаменского возраста (Ф0zd–Ф5).
В настоящее время в пределах Велью-Тэбукского НГР по данным бурения и сейсморазведки достоверно выделяется барьерный риф ухтинского возраста. Залегающие выше отложения задонского горизонта формировались в двух основных фациальных обстановках. Осадки нижнезадонского подгоризонта представляют собой толщу заполнения ухтинского рифа, а верхнезадонского - фации мелководно-шельфового бассейна. Елецкий горизонт представлен фациями мелководного шельфа.
Промышленная нефтеносность комплекса установлена на Западно-Тэбукском (пласты Ф0+Ф0zd, Ф1 и Ф5), Южно-Тэбукском (пласты Ф1 и Ф5), Кабантывисовском (пласты Ф0–Ф0zd) месторождениях.
Нефтенасыщение отложений данного НГК зафиксировано на Расьюском месторождении в скв. 1-Р и 2-Р, на Западно-Турчаниновском месторождении в скв. 1Т.
На Турчаниновском месторождении в скв. 3У-Р, 6У-Р из фаменского интервала разреза поднят нефтенасыщенный керн.
Визейско-нижнепермский карбонатный НГК
Данный комплекс в пределах Ижма-Печорской впадины имеет весьма низкие перспективы нефтегазоносности, которые предопределены отсутствием надежных покрышек непосредственно над нижнепермскими карбонатными коллекторами [28].
В пределах Велью-Тэбукского НГР промышленные скопления УВ в отложениях визейско-нижнепермского НГК не установлены.
Нефтенасыщение нижнепермских карбонатов отмечено в структурно-поисковых скважинах. Так, в керне из скв. 600У-Р зафиксировано нефтенасыщение, из скважин 640У-Р, 641У-Р - выпоты густой нефти.
Верхнепермский терригенный НГК
В пределах Велью-Тэбукского НГР промышленные скопления нефти в отложениях верхнепермского нефтегазоносного комплекса установлены на Большепурговском месторождении, где залежи нефти приурочены к полимиктовым песчаникам пластов Р2u–20, Р2kz–25, Р2kz–28 и Р2kz–29. Залежи нефти контролируются зонами развития проницаемых песчаников казанского и уфимского возраста. Эти зоны, по данным бурения, имеют очень сложное распространение и приурочены к меандрам палеорусел. Смены полос коллекторов, участков их замещения плотными породами и выклинивания песчаных пластов происходит на незначительных расстояниях.
На Турчаниновском месторождении в керне из скв. 3У-Р отмечено нефтенасыщение песчаников уфимского возраста.
На Турчаниновском месторождении по состоянию на 01.01.2016 г. на поддоманиковые отложения пробурено 68 скважин, из которых 1 параметрическая (1У-Р), 2 поисковых (скв. 1В, 5В), 5 разведочных (2У-Р, 3У-Р, 6У-Р, 20Т, 90Т) и 60 эксплуатационных (11, 12, 14-46, 48-62, 65, 73, 75-77, 79-82, 84). По результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения установлены залежи нефти, приуроченные к ловушкам в отложениях яранского (пачки В-2 и В-3 пласта Iв), джьерского (пласты Iб и Iа) и тиманского (пласт А2) горизонтов верхнего девона. Коллекторами являются песчаники.
Залежи нефти пласта А2 тиманского горизонта верхнего девона.На данный момент изученности установлены две залежи: основная залежь и залежь района скв. 57.
По керновым данным песчаники пласта А2 серые, серо-коричневые, кварцевые, в основном тонкозернистые со значительным содержанием алевритовой фракции, участками тонко-мелкозернистые, известковистые, средней крепости, местами тонкоплитчатые, иногда с послойными скоплениями углефицированной флоры, слюды, глинистыми примазками и вкраплениями пирита.
Основная залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная. Притоки нефти получены в скв. 1У-Р, 29, 32, 34, 43, 54, 90Т, при этом максимальный дебит составил 13,5 м3/сут в скв. 58. Притоки минерализованной воды получены в результате опробования в колонне в скважине 20Т.
После последнего подсчета запасов бурение скв. 62 на севере залежи и скв. 82 на юге уточнили границы литологических замещений.
Высота залежи составляет 38 м, размер – 1,7-5,0´5,75 км. Средняя глубина залегания продуктивного пласта 1953 м. Уровень подсчета принят на абс. отметке минус 1818 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 90Т. В контуре нефтеносности 54 скважины. Площадь нефтеносности основной залежи составляет 16672 тыс.м2, в том числе за пределами лицензии - 513 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, по основной залежи изменяются от 0,6 (скв. 31) до 7,1 м (скв. 75). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по основной залежи составляет 2,3 м. В разрезе прослеживается до 5 проницаемых прослоев, толщина которых варьирует от 0,4 до 3,2 м, коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 1,8 и 0,17 д.ед.
После бурения скв. 57 выделена отдельная литологически и тектонически экранированная залежь с уровнем подсчета на отметке минус 1810 м. Высота залежи 5 м, размер – 1,5´0,1-0,45 км. Площадь нефтеносности залежи района скв. 57 составляет 341 тыс.м2.
В скв. 57 эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,1 м, средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,1 м. В разрезе прослеживается 3 проницаемых прослоя, толщина которых варьирует от 0,6 до 0,9 м, коэффициенты расчлененности и песчанистости соответственно равны 3 и 0,15 д.ед.
Залежи нефти пласта Iа джьерского горизонта верхнего девона связаны с ловушками руслового генезиса, границами которых являются зоны замещения проницаемых песчаников плотными породами.
Отложения пласта Iа представлены песчаниками кварцевыми, слабо глинистыми, залегающими в толще аргиллитов, глин, алевролитов. Песчаники серые, светло-коричневые и коричневые в зависимости от степени нефтенасыщения, тонко-мелкозернистые, участками средне-мелкозернистые, слабо карбонатные, горизонтально-слоистые.
После последнего подсчета запасов, на 01.01.2016 г. нефтенасыщенные песчаники пласта Iа были вскрыты бурением новых скважин 42, 57, 61, 62. Новые скважины 76, 77 и 82 оказались пробуренными в зоне отсутствия коллекторов.
В пределах пласта выделены две залежи: в районе скв.57 и основная (разделенная на 4 участка).
Залежь в районе скв. 57 характеризуется как пластовая сводовая, литологически и тектонически ограниченная с уровнем подсчета на отметке минус 1838 м.
Скв.57 опробована, пущена в работу 12.2015 г. с дебитом Qн=1,0 т/сут, работает совместно на пл. Iа D3dzr и пл.А2 D3tm.
Высота залежи составляет 2 м, размер – 1,4´0,4 км. Площадь нефтеносности залежи составляет 111 тыс.м2. В скв. 57 эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,2 м, средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина - 1,2 м.
Основная залежь. Уровень подсчета принят на абсолютной отметке минус 1841 м, как и в предыдущем подсчете запасов по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 90Т.
Первый участок основной залежи локализован в районе скв. 48. Очертания залежи после предыдущего ОПЗ изменились, т.к. после бурения новых скважин 61 и 62 соединились две локальные зоны (районы скв. 48 и 56), выделенные ранее.
Залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически и тектонически ограниченная. При опробовании в колонне скв. 48 получен приток нефти дебитом 18,0 м3/сут.
Высота залежи составляет 17 м, размеры – 0,75´2,0 км. Площадь нефтеносности залежи в пределах лицензии составляет 1614 тыс.м2, за пределами лицензии - 130 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в районе скв. 48 выделены по комплексу ГИС и по залежи изменяются от 1,2 (скв. 48) до 2,6 м (скв. 62). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи – 1,4 м. Общая толщина пласта изменяется от 3,9 до 7,0 м. В разрезе залежи прослеживается от 1 до 3 проницаемых прослоев, толщина которых варьирует от 0,4 до 1,5 м. Расчлененность 1,8, коэффициент песчанистости - 0,34 д.ед.
После предыдущего ОПЗ изменились стратиграфические разбивки в скв.12, и по современным представлениям в пл. Iа D3dzr отсутствуют коллектора. В связи с этим, выделенная ранее при ОПЗ 2004 г единая зона нефтеносности, локализованная в сводовой части структуры, разделилась на три обособленных участка.
В районе скв. 2У-Р залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная.
В результате опробования I объекта в колонне скважине 33 получен приток нефти в объеме 8 м3 с незначительным поступлением технической воды, при дальнейшем опробовании II объекта совместно с пластом В-3 получен приток нефти дебитом 13,3 м3/сут. В скважине 23 при опробовании I объекта в колонне (совместно с пластом В-3) получен приток нефти дебитом 14 м3/сут на штуцере 4 мм.
Размеры залежи составляют 0,4-1,75´0,25-0,37 км, площадь нефтеносности составляет 2422 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в районе скв. 2У-Р выделены по комплексу ГИС и изменяются от 0,7 (скв. 15) до 2,4 м (скв. 33). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи – 1,0 м. Общая толщина пласта изменяется от 3,9 до 6,0 м. В разрезе пласта прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоев. Расчлененность равна 1,2, коэффициент песчанистости - 0,24 д.ед.
В районе скв. 73 залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически ограниченная. Скв.73 опробована, пущена в работу 05.2015 г. с дебитом Qн=1,7 т/сут, Qж=4,0 м3/сут.
Высота залежи составляет 29 м, размеры – 1,87´0,3-0,42 км. Площадь нефтеносности залежи составляет 1083 тыс.м2, в том числе за пределами лицензии - 102 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в районе скв. 73 выделены по комплексу ГИС и изменяются от 1,2 (скв. 39) до 3,6 м (скв. 73). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи – 1,3 м. Общая толщина пласта изменяется от 6,0 до 7,0 м. В разрезе пласта прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоев, толщина которых варьирует от 0,6 до 2,6 м. Расчлененность 1,7, коэффициент песчанистости - 0,29 д.ед.
В районе скв. 90Т залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически ограниченная.
В скважине 90Т при опробовании II объекта в колонне получен приток нефти и минерализованной воды дебитом 0,9 м3/сут.
Высота залежи составляет 19 м, размеры – 2,62´0,41 км. Площадь нефтеносности залежи составляет 1438 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи в районе скв. 90Т выделены по комплексу ГИС и изменяются от 0,6 (скв. 42) до 1,5 м (скв. 45). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи – 0,9 м. Общая толщина пласта изменяется от 5,6 до 7,6 м. В разрезе пласта прослеживается 1 проницаемый прослой, толщина которого варьирует от 0,6 до 1,5 м. Расчлененность 1,0, коэффициент песчанистости 0,15 д.ед.
Залежь нефти пласта Iб джьерского горизонта верхнего девонаприурочена к ловушке руслового генезиса, границами которой являются зоны замещения проницаемых песчаников плотными породами и тектоническое нарушение на западе.
По керновым исследованиям нефтенасыщенные отложения пласта Iб представлены кварцевыми песчаниками. Песчаники серые, светло-коричневые и коричневые в зависимости от степени нефтенасыщения, пористые, трещиноватые, с вкраплениями пирита.
В контуре залежи расположены пять скважин (1У-Р, 2У-Р, 12, 15, 20). Пробуренная после последнего подсчета запасов скв. 82 вскрыла плотные непроницаемые песчаники, за счет чего площадь нефтеносности по пластуIб значительно сократилась. Скважины 42, 61, 62, 76, 77, пробуренные после ОПЗ 2004 г, расположены в зоне отсутствия коллекторов пласта Iб. Скважина 75 пласт не вскрыла.
Залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически и тектонически ограниченная. Размеры залежи составляют 2,4´0,4 км. Продуктивные отложения пласта Iб залегают на глубинах 1969,2-2095,6 м (средняя глубина залегания пласта 1980 м).
В предыдущем ПЗуровень подсчета принимался на абс. отметке минус 1840 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 12. В представляемом подсчете изменились стратиграфические разбивки в скв.12, произошло перераспределение нефтенасыщенных толщин по пластам. Нефтенасыщенный пропласток 2017,2–2018,4 (минус 1838,7–1839,9) м в представляемом отчете относится к пачке В-3 пласта Iв.
Скважинами, пробуренными в контуре залежи, водонасыщенные коллектора по пласту Iб не вскрыты, ВНК не установлен. Абсолютные отметки подошвы нефтенасыщенных песчаников по скважинам изменяются от минус 1829 м (скв. 1У-Р) до минус 1835,5 м (скв. 12). На данном этапе изученности можно предположить, что уровень нефтеносности пласта Iб может быть аналогичен пласту Iа.
Площадь нефтеносности залежи составляет 1317 тыс.м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 0,8 м (скв. 1У-Р, 2У-Р, 12, 20) до 1,2 м (скв. 15). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 0,7 м. Коэффициенты расчлененности и песчанистости равны 1,0 и 0,26 соответственно.
Залежь нефти пачки В-3 пласта Iв яранского горизонта верхнего девона
Коллекторами являются кварцевые песчаники с содержанием кварца до 90%, слабо глинистые. Песчаники серые, светло-коричневые и коричневые, тонко-мелкозернистые, участками средне-мелкозернистые, слабо карбонатные, средней крепости, пористые, трещиноватые, с тонкими прослойками зеленовато-серых глин.
В контуре нефтеносности находятся скважины 1У-Р, 2У-Р, 3У-Р, 6У-Р, 11, 12, 14-20, 20Т, 21-46, 48-57, 59-62, 65, 73, 76, 80-82, 84.
После последнего подсчета запасов, на 01.01.2016 г. нефтенасыщенные песчаники пачки В-3 были вскрыты бурением в пяти новых скважинах 42, 61, 62, 76, 82. Скважина 77 вскрыла зону водонасыщенного коллектора.
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, литологически и тектонически ограниченная.
ВНК по залежи принят, как и в предыдущем подсчете на абсолютной отметке минус 1853 м поподошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 41, 50 и 56.
Высота залежи составляет 33 м, размер – 5,1´3,6 км. Площадь нефтеносности залежи составляет 17689 тыс.м2, в том числе за пределами лицензии - 666 тыс.м2. Средняя глубина залегания продуктивного пласта 1990 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,5 (скв. 42) до 12,6 м (скв. 55). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет 5,1 м. В разрезе пачки прослеживается от 1 до 5 проницаемых прослоев, расчлененность 2,4, коэффициент песчанистости равен 0,61 д.ед.
Залежь нефти пачки В-2 пласта Iв яранского горизонта верхнего девона
Нефтенасыщенные отложения представлены кварцевыми песчаниками. Песчаники серые, светло-коричневые и коричневые в зависимости от степени нефтенасыщения, тонко-мелкозернистые.
В контуре залежи расположены скв. 6У-Р, 37, 39, 73, 80, 84. Ни одна из восьми скважин, пробуренных после предыдущего ОПЗ, нефтенасыщенные песчаники пачки В-2 не вскрыла. Таким образом, никаких изменений в строении залежи после ОПЗ 2004 г не произошло.
Притоки нефти получены в скв. 37, 39, 73, 80, 84, при этом дебит в скв. 80 составил 15 м3/сут (замерен по ПУ).
Залежь характеризуется как пластовая сводовая и имеет незначительные размеры – 0,75-1,75 х 1,65 км, высоту – 14 м. ВНК установлен по данным ГИС в скв. 6У-Р на абсолютной отметке минус 1848 м, средняя глубина залегания продуктивного пласта 1995 м. Площадь нефтеносности – 2320 тыс. м2.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по залежи изменяются от 1,4 (скв. 6У-Р) до 8,2 м (скв. 73). Средневзвешенная по площади эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5,0 м. В разрезе пачки прослеживается от 2 до 3 проницаемых прослоев, коэффициент песчанистости равен 0,73 доли ед., расчлененность 2,3.
Источник: Оперативный подсчет запасов УВС Турчаниновского месторождения по состоянию на 01.01.2016 г. Лицензия СЫК 13529 НЭ. Договор 9/2016//16Y0052. Шелгунова Т.А., Жуйко С.И., Степанова А.А., и др. 2016