Южно-Терехевейское нефтяное месторождение
Южно-Терехевейское нефтяное месторождение в административном отношении находится на территории Печорского района Республики Коми. Месторождение удалено на расстояние 70 км в северо-западном направлении от административного центра – г. Печора, который также является узловой станциейСеверной железной дороги. Железная дорога и магистральный нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль расположены в 75 км в юго-восточном направлении. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Соколово, Песчанка, станция Кожва.
В непосредственной близости от Южно-Терехевейского месторождения (рис. 1) расположены Северо-Кожвинское (на расстоянии 34 км к юго-востоку), Южно-Лыжское (25 км к востоку) и Северо-Ниедзьюское (17 км к юго-востоку) разрабатываемые нефтяные месторождения, а также Сигавейское месторождение нефти (35 км к северо-востоку), находящееся в разведке.
Рис.1. Обзорная карта. Масштаб 1:500 000
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и
продуктивных горизонтов
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Южно-Терехевейского месторождения приводится в соответствии с унифицированной схемой стратиграфии ТПП (1995 г.) по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований параметрических, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Осадочный чехол в пределах месторождения изучен в объеме палеозойских (силурийская, девонская, каменноугольная, пермская системы), мезозойских (триасовая и юрская системы) и кайнозойских (четвертичная система) отложений, образования фундамента бурением не вскрыты. Наибольшая вскрытая мощность осадочного чехла составляет 3165 м (скв. 1). Древнейшими из вскрытых являются нижнесилурийские образования.
Палеозойская группа – РZ
Силурийская система – S
Силурийские отложения в пределах рассматриваемого района представлены в сокращенном стратиграфическом объеме. Определение конодонтов, брахиопод, остракод однозначно свидетельствуют о присутствии пород только нижнего силура. Отсутствие пород верхнего силура обусловлено длительным неравномерным размывом в предраннедевонское время.
Вскрытый разрез нижнего силура(S1) представлен известняками светло-серыми, кристаллическими, доломитизированными, трещиноватыми, слабо пиритизированными, плотными, массивными. В керне, отобранном в скв. 1 в интервале 3163,9 – 3165,0 м, отмечаются слои песчаника и внедрения диабаза. Песчаник серый с коричневым оттенком, тонкозернистый, горизонтальнослоистый, крепкий, плитчатый, вертикально-микро-трещиноватый. Диабаз зелено-серый, крупно-кристаллический, массивный, плотный, крепкий, с диагональными трещинами. Вскрытая мощность нижнего силура 83 м (скв. 1).
Девонская система – D
Отложения девонской системыв пределах месторождения представлены средним и верхним отделами. Породы нижнего отдела полностью размыты в предсреднедевонское время. Мощность отложений девонской системы составляет 2010 м (скв. 1).
Средний отдел – D2
В составе среднего отдела выделяются эйфельский и живетский ярусы общей мощностью 320 м.
Отложения эйфельского яруса (D2ef), мощностью 187 м, представлены ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые со слабым коричневым оттенком, крепкие, мелкозернистые, тонко-, полого-, косослоистые, с сыпью пирита по напластованию. В нижней части яруса в скв. 1 вскрыт пласт мощностью 25 м габбро-диабаза темного, зелено-серого, средне-крупнокристаллического, с круто-наклонными трещинами, кальцитовыми прожилками.
Живетский ярус (D2zv), мощностью 132 м,сложен переслаиванием песчаников и маломощных глинисто-алевритистых пачек. Песчаники серые, коричневатые, мелко-среднезернистые, кварцевые, хорошо сортированные, с косой гранулярной слоистостью, с глинистым, гидрослюдистым и каолинитовым цементом базально-порового типа.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские, преимущественно, карбонатные отложения с размывом залегают на среднедевонских образованиях и представлены в объеме франского и фаменского ярусов.
Отложения франского яруса (D3f)представлены нижним, средним и верхним подъярусами.
В составе нижнефранского подъяруса (D3f1)выделяются отложения яранского, джьерского и тиманского горизонтов мощностью 629 м.
Яранский горизонт (D3jar), мощностью 133 м, представлен ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании песчано-алевритовых пород. Песчаники серые, прослоями розоватые, от мелко- до крупнозернистых, с прослоями гравелитов, с косой мульдообразной слоистостью. Алевролиты темные, зеленовато-серые, красно-коричневые и пестроцветные, в разной степени глинистые, слюдистые, горизонтальнослоистые. Аргиллиты серые, коричневатые.
Джьерский горизонт (D3dzr), мощностью 387 м, сложен частым, ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинисто-алевритовой породы. Песчаники светло-серые, тонко-мелко-зернистые, в разной степени алевритистые и глинистые, с тонкой косой волнисто-линзовидной слоистостью. Алевролиты серые, прослоями зеленоватые и неравномерно песчанистые или глинистые с косой тонко-линзовидной слоистостью, плитчатые, с глинисто-хлоритовым цементом базального типа. Аргиллиты серые, зеленоватые, красно-коричневые, прослоями пестроцветные, в разной степени алевритистые; серо-зеленые разности – микрослоистые и плитчатые.
Тиманский горизонт (D3tm), мощностью 109 м,представлен частым ритмичным переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. В средней части – аргиллитов и мергелей, возможно, глинистых известняков. Песчаники серые, тонкозернистые, алевритисто-глинистые, с косой волнисто-линзовидной слоистостью. Алевролиты серые, неравномерно глинистые, тонко-косослоистые, плитчатые. Аргиллиты темно-серые, прослоями до черных, неравномерно алевритистые, тонкоплитчатые, скорлуповатые.
Среднефранский подъярус (D3f2)представлен отложениями саргаевского и доманикового горизонтов мощностью 132 м.
Саргаевский горизонт (D3sr), мощностью до 45 м, сложен аргиллитами с маломощными прослоями мергелей, известняков и алевролитов.
Доманиковый горизонт (D3dm), мощностью до 87 м, уверенно выделяется по керну и на диаграммах каротажа (высокие значения КС) и является региональным репером. Типичными породами горизонта являются битуминозные известняки. Известняки светло-коричневые, черные, тонкозернистые, обломочные, реже органогенно-обломочные и водорослевые, сгустково-комковатые, доломитизированные и сульфатизированные, крепкие, плотные, участками пористые, узорчатые, иногда инкрустированные.
Нерасчлененные верхнефранские отложения (D3f3), мощностью 52 – 322 м, представлены в объеме ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов. Разрез представлен карбонатной рифогенной толщей барьерного типа, протягивающейся в субмеридиональном направлении. Толща сложена доломитами светло-коричневыми, участками светло-серыми и голубовато-светло-серыми, разнозернистыми, реликтово-органогенными, неравномерно пористо-кавернозными, крепкими, не слоистыми, иногда инкрустированными, с примазками нефти, сульфатизированными. Отмечаются прослои известняков органогенных и обломочных. К востоку отложения горизонтов представлены депрессионными доманикоидными отложениями (скв. 114).
Отложения фаменского яруса (D3fm)представлены в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.
В разрезе нижнефаменского подъяруса (D3fm1) выделены задонские и елецкие образования.
Задонский горизонт (D3zd)на Южно-Терехевейском месторождении представлен породами различных фаций – глубоководных, рифовых, шельфовых. В сводовой части структуры (район скв. 1-Парма) над сирачойско-евлановско-ливенской рифогенной постройкой в задонское время, по-видимому, продолжалось формирование рифогенной толщи типа органогенно-детритовой банки (пласт Ф0zd), сложенной доломитами серыми, участками бурыми, средне-мелкозернистыми, крепкими, неравномерно пористо-кавернозными, сульфатизированными, трещиноватыми, узорчатыми, с реликтовыми участками и прослоями известняков сгустково-комковатых и мелкообломочных, мощностью до 141 м в скв. 1-П. К востоку отложения горизонта представлены депрессионными фациями. Так в скв. 114 мощность глинисто-мергелистых образований составляет около 330 м (лемьюская толща заполнения).
В верхней части задонского горизонта залегают пласт Ф0 и репер «Г», которые ранее были отнесены к елецкому горизонту. Стратиграфический объем задонского горизонта увеличен в свете новых данных, полученных специалистами ТП НИЦ. По результатам исследований задонскому горизонту соответствуют конодонтовая и остракодовая зоны.
Пласт Ф0 сложен сероцветными известняками местами глинистыми и доломитизированными. Репер «Г» представлен глинисто-мергелистой пачкой.
Пласты Ф0 и Ф0zd на месторождении промышленно нефтеносны.
Общая мощность горизонта изменяется от 276 м (скв. 102) над рифогенной зоной до 744 м (скв. 114) в депрессионной части.
Елецкий горизонт (D3el).Горизонт представлен неравномерным чередованием сероцветных известняков тонкозернистых, местами глинистых и органогенно-обломочных, обломочных (известняковых гравелитов и песчаников) и сгустково-комковатых (водорослевых). Порода горизонтально-волнистая, иногда узорчатая, неравномерно выщелоченная, пятнисто доломитизированная, местами сульфатизированная, стилолитизированная. Отмечаются прослои вторичных доломитов и мергелей, переходящих в аргиллиты. В разрезе можно проследить снизу вверх пачки Ф1, Ф2, Ф3, Ф4.
Разрез среднефаменского подъяруса (D3fm2)представлен известняками коричневато-светло-серыми, тонкозернистыми, неравномерно глинистыми, прослоями обломочными и сгустково-комковатыми, пятнисто-доломитизированными, сульфатизированными, средней мощностью 167 м. В карбонатной толще подъяруса по литологическим особенностям и каротажной характеристике выделяются снизу вверх: пачки I, II, III.
Верхнефаменский подъярус (D3fm3)представлен карбонатными отложениями пачки IV, средней мощностью 13 м. Подъярус сложен известняками серо-коричневыми, тонкозернистыми, неравномерно глинистыми. На электрокаротажных диаграммах пачка IV характеризуется высокими кажущимися сопротивлениями, отрицательными аномалиями ПС, низкими значениями ГК.
Каменноугольная система – С
В составе каменноугольной системывыделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. По результатам исследования керна и органических остатков в разрезе установлены перерывы в осадконакоплении – отсутствуют отложения турнейского и серпуховского ярусов.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения, мощностью 121 – 206 м, с размывом залегают на верхнедевонских образованиях и выделены в объеме визейского яруса (С1v). В нижней части ярус сложен, преимущественно, терригенными отложениями мощностью 5 – 30 м, выше – карбонатной толщей доломитизированных известняков и доломитов с подчиненными прослоями известняков, иногда мелкокавернозных и сульфатизированных мощностью 91 – 138 м. Общая толщина отложений визейского яруса составляет 111 – 158 м.
Средний отдел – С2
Образования среднего отдела,мощностью 59 – 125 м, присутствуют в объеме московского яруса (C2m). Верхняя граница проводится в подошве высокоомного пласта по исчезновению фораминифер, характерных для известняков московского яруса, и появлению фузулинид, характерных для осадков верхнего карбона. В разрезе доминируют известняки серые, органогенно-обломочно-детритовые, прослоями доломитизированные с переходами в чередование с доломитами.
Верхний отдел – С3
Карбонатные отложения верхнего карбона, имеющие мощность 16 – 111 м, представлены светло-серыми и серыми детритовыми известняками, прослоями доломитизированными с переходами в доломит.
Пермская система (Р)
Пермские отложения, мощностью до 497 м, представлены нижним и верхним отделами.
Нижний отдел – Р1
В составе нижнего отдела выделяются отложения ассельского и кунгурского ярусов.
В разрезе ассельского яруса (Р1a), мощностью до 103 м, доминируют известняки серые, светло-серые органогенно-обломочные, детритовые, прослоями доломитизированные с переходами в доломиты.
В нижней части разреза отложений кунгурского яруса (Р1k) преобладают доломиты с прослоями глин с переходами в глинисто-доломитовую породу. В верхней части разреза – переслаивание глин и алевролитов с прослоями мергелей и известняков. Общая мощность яруса достигает 61 м.
Верхний отдел – Р2
Верхнепермские отложения выделяются в объеме уфимского и казанского ярусов общей мощностью 254 – 399 м.
Разрез уфимского яруса (Р2u), мощностью 140 – 201 м, сложен чередованием глин, алевролитов, песчаников, мергелей и, реже, известняков. Глины красно-коричневые, зеленовато-серые, пестроцветные, неравномерно алевритистые, обломочные и слоистые, прослоями известковистые, переходящие в мергели. Алевролиты полимиктовые, глинистые, реже известковистые, слоистые. Песчаники буровато-серые, полимиктовые, мелкозернистые, слюдистые, неяснослоистые. Мергели серые, неяснослоистые, переходящие в известняки глинистые.
Отложения казанского яруса (Р2kz)представлены глинами, алевролитами, песчаниками, реже, мергелями и глинистыми известняками. Глины красно-коричневые, неравномерно алевритистые, переходящие в алевролиты. Алевролиты неравномерно известковистые, переходящие в мергели, слюдистые, слоистые и комковатые. Песчаники зеленовато-серые, полимиктовые, слюдистые, с глинистым, реже, известковистым цементом. Мощность отложений составляет 99 – 204 м.
Мезозойская группа – MZ
Триасовая система – Т
Отложения триасовой системы представлены в объеме нижнего отдела.
Нижний отдел – Т1
Для разреза мощностью 248 – 372 м характерно переслаивание глин, алевролитов и песчаников. Глины красно-коричневые, неравномерно алевритистые, слоистые, комковатые, неравномерно известковистые. Песчаники зеленовато-серые, полимиктовые, мелко-среднезернистые, слюдистые, слабо сцементированные, в основном, полиминеральным глинистым цементом. В песчаниках присутствуют прослои с многочисленными уплощенными окатышами серых и красных глин, в подошве – прослой конгломерата.
Юрская система – J
Отложения юрской системы, мощностью до 71 м, в объеме нижнего и среднего отделов залегают на размытой поверхности триасовых отложений и представлены песками кварцевыми, слюдистыми, разнозернистыми, глинистыми и глинами светло-серыми, тонкослоистыми. Все породы содержат растительный детрит.
Кайнозойская группа – КZ
Четвертичная система – Q
На мезозойских отложениях трансгрессивно, со значительным стратиграфическим перерывом, залегают отложения четвертичной системы, мощностью до 122 м, представленные суглинками и супесями темно-серыми, серыми с валунами, галькой и гравием метаморфических и осадочных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала, галечников. Породы имеют разнообразный генезис – морской, ледниковый, аллювиальный, озерный, болотный.
Строение, литологический состав и фаунистическое описание выделенных стратиграфических подразделений приведены на сводном литолого-стратиграфическом разрезе.
Тектоника
Южно-Терехевейское нефтяное месторождение по тектоническому районированию приурочено к одноименной структуре и находится на границе Печоро-Колвинского авлакогена и Ижма-Печорской синеклизы, надпорядковых тектонических элементов. Южно-Терехевейская структура расположена в южной части Мутноматерикового вала, являющегося тектоническим элементом II порядка в пределах Печоро-Кожвинского мегавала (элемент I порядка). С востока Мутноматериковый вал ограничен Лыжско-Кыртаельским валом, выделяемым в составе Печоро-Кожвинского мегавала, с запада, по системе тектонических нарушений Припечорской системы разломов, граничит с Лузской ступенью (элемент II порядка) Омра-Лыжской седловины (элемент I порядка) Ижма-Печорской синеклизы. В южной части Мутноматериковый вал граничит с Ронаельской ступенью, элементом II порядка Омра-Лыжской седловины. Валы и прилегающие ступени имеют различное строение, что обусловлено особенностями их тектонического развития на протяжении всей протерозойской и фанерозойской истории.
Тектоническое строение рассматриваемой территории установлено по разрезам глубоких скважин, пробуренных на нефть и газ; сейсмическим профилям МОВ, МОГТ, КМПВ; материалам грави-магниторазведки, геологических съемок. Строение фанерозойских отложений Южно-Терехевейской площади с разной степенью детальности, зависящей от прослеживаемости отражающих горизонтов, характеризуется структурными планами по отражающим горизонтам IV (S1), III2-3 (D2-3), IIId (D3dm), IIIfm11 (D3zd), IIIfm12 (D3el), IIIfm1 (D3el), II-III(C1-D3), I1 (P1k). Построения по этим ОГ для проектируемой площади выполнены в результате сейсморазведочных работ МОГТ-3D[33]. Смежные участки охарактеризованы по построениям, полученным в результате сейсморазведочных работ 2D.
По ОГ IV (S1), III2-3 (D2-3) участку Южно-Терехевейской структуры соответствуют раздробленные тектоническими нарушениями поверхности, погружающиеся в восточном направлении. Зона дробления имеет субмеридиональное направление и соответствует западной ветви Припечорского глубинного разлома. Следует отметить, что ОГ IV (S1), III2-3 (D2-3) на временных разрезах профилей 3D, 2D прослеживаются неуверенно, поэтому выполненные по ним структурные построения достаточно условны.
По ОГ IIId (подошва доманикового горизонта D3dm) Южно-Терехевейская структура представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания, которая оконтуривается изогипсой минус 2040 м. Внутри этого контура выделяются три купола: северный, центральный и южный. Северный купол замыкается изогипсой минус 2020 м, имеет размеры 2,0×0,75 км при амплитуде 15 м. В присводовой части северного купола пробурена скв. 1. Центральный купол оконтуривается изогипсой минус 2020 м, имеет размеры 2,75×1,25 км при амплитуде 15 – 18 м. Купол располагается между скв. 260, 110. К юго-западу от скв. 110 находится южный купол, который также оконтуривается изогипсой минус 2020 м и имеет размеры 2,4×0,75 – 0,3 км при амплитуде до 20 м. Следует отметить, что структурные построения по ОГ IIId также достаточно условные.
Особенностью строения наддоманиковых отложений Южно-Терехевейской площади является наличие в их разрезе разнотипных карбонатных органогенных построек.
По ОГ IIIfm11 (Ф0zdD3fm1) Южно-Терехевейская структура картируется в виде антиклинальной складки северо-западного простирания с пологим западным склоном, осложненным тектоническим нарушением типа сброс и более крутым восточным крылом. Размеры структуры по единой замкнутой изогипсе минус 1620 м ≈ 10,3 км х 1,2 км, площадь составляет 11 км2, амплитуда 166 м. В пределах структуры выделяется 3 обособленных поднятия, из которых наиболее рельефным является северное с размерами по изогипсе минус 1540 м ≈ 5,2 км´0,9км, амплитудой 86 м и площадью 3,3 км2. Центральный купол оконтуривается изогипсой минус 1550 м, по которой он имеет размеры ≈ 1,8 км ´ 0,4 км, амплитуду 11 м и площадь0,6 км2. Южному куполу, выделяемому по глубокозалегающим горизонтам осадочного чехла, в структурном плане ОГ IIIfm11 (Ф0zdD3fm1) соответствует малоамплитудный структурный выступ, оконтуренный изогипсой минус 1580 м.
ОГ IIIF0 (Ф0 D3fm1) приурочен к кровле карбонатного пласта Ф0, который контролирует шельфовые отложения задонского горизонта. В отличие от ОГ IIIfm11 (Ф0zdD3fm1) рельеф ОГ IIIF0 (Ф0 D3fm1) Южно-Терехевейской структуры имеет пологий восточный склон и крутой западный. В пределах структуры выделяется 3 поднятия, из которых наиболее амплитудным (57 м) выглядит северный купол, который картируется в виде антиклинальной складки северо-западного простирания с размерами по изогипсе минус 1480 м ≈ 3,6 км´0,8 км и площадью 2,5 км2. Центральный купол оконтуривается изогипсой минус 1520 м, по которой он имеет размеры ≈ 1,0 км´0,5 км, амплитуду ≈10 м и площадь0,42 км2. Южному куполу, выделяемому по глубокозалегающим горизонтам осадочного чехла, в структурном плане ОГ IIIF0 (Ф0 D3fm1) соответствует структурный выступ.
По отражающему горизонту IIIfm12 (кровля репера «Г»), являющемуся границей раздела задонского и елецкого горизонтов, Южно-Терехевейская структура в пределах замкнутой изогипсы минус 1460 м имеет размеры 3,45×1,1 км, амплитуду 53 м.
По ОГ IIIfm1, отождествляемому с верхней частью елецкого горизонта наблюдается структурный нос, раскрывающийся на северо-восток.
По II-III (C1-D3), Ik (P1k) структурный план Южно-Терехевейской площади подобен строению нижезалегающего ОГ IIIfm1 и представляет собой структурный нос, моноклинально раскрывающийся в северо-восточном направлении.
Краткие сведения о нефтегазоносности района и месторождения
Южно-Терехевейское месторождение согласно схеме нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции расположено в пределах Мутноматериково-Лебединского нефтегазоносного района Печоро-Колвинской нефтегазоносной области.
Нефтегазоносность Мутноматерикового вала Печоро-Кожвинского мегавала изучена недостаточно, однако, на сопредельных площадях Лыжско-Кыртаельского вала и Ижма-Печорской впадины к настоящему времени открыт целый ряд месторождений: Южно-Лыжское, Северо-Кожвинское, Северо-Ниедзьюское, Сигавейское, Лузское, Чикшинское и др. Выявленные залежи нефти приурочены к отложениям широкого стратиграфического диапазона (от верхнепермских до среднедевонских) и к различным классам ловушек – структурному, рифогенному, литологическому, литолого-стратиграфическому. Месторождения, как правило, многопластовые, со сложным строением пустотного пространства природных резервуаров.
На Южно-Терехевейском месторождении нефтегазоносность связана с доманиково-турнейским нефтегазоносным комплексом (НГК). Отложения данного комплекса повсеместно развиты на территории Печоро-Кожвинского мегавала и сопредельных площадях Ижма-Печорской впадины. Распределение зон нефтенакопления в верхнедевонских карбонатных отложениях определяется, главным образом, характером распространения рифовых построек того или иного типа, которые совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, формируя комбинированные антиклинально-рифовые и надрифовые ловушки. Коллекторы установлены как в самих телах рифов, так и в перекрывающих их шельфовых толщах. Залежи с промышленными запасами нефти разведаны и находятся в разработке на Турышевском, Западно-Аресском, Северо-Аресском, Аресском, Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском, Северо-Ниедзьюском, Западно-Тэбукском и других месторождениях. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности со сложной структурой порового пространства, в строении которого участвуют поры, каверны и трещины в различном сочетании. Залежи нефти массивные, пластово-массивные, пластовые, зачастую литологически экранированные.
Промышленная нефтегазоносность Южно-Терехевейского месторождения установлена скважиной 1, в которой был получен приток нефти из карбонатных нижнефаменских отложений в 1990 г. К настоящему времени на Южно-Терехевейском месторождении выявлены две промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях задонского горизонта фаменского яруса верхнего девона:
- залежь нефти пласта Ф0 (ранее относимая к елецкому горизонту);
- залежь нефти пласта Ф0zd.
Характеристика залежей нефти
На Южно-Терехевейском месторождении выявлены две залежи нефти в отложениях задонского горизонта, приуроченные к пластам Ф0zd и Ф0 (ранее Ф0el). Залежи расположены в зоне перекрытия позднефранского барьерного рифа задонскими отложениями.
В задонское время продолжалось образование биогермной толщи (пласт Ф0zd), типа органогенно-детритовой банки, сложенной доломитами серыми, участками бурыми, рифогенными, нефтенасыщенными, средне и мелкозернистыми, крепкими неравномерно пористо-кавернозными, с прослоями известняков сгустково-комковатых и мелкообломочных. К кровле задонского горизонта приурочена отражающая граница IIIfm11(D3zd), которая контролирует кровлю продуктивного пласта Ф0zd. Залежь нефти локализована в надсводовой части рифогенного массива. Структура представляет собой высокоамплитудную антиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную двумя куполами.
Позднее сформировалась толща ритмично чередующихся трещиновато-пористых известняков с пачками глинистых известняков и мергелей. Залежь нефти приурочена к карбонатному пласту Ф0 (ранее Ф0el), который повсеместно плащеобразно перекрывается глинистой пачкой "Г". По ОГ IIIF0(D3Ф0), приуроченному к кровле пласта Ф0, поднятие представляет собой структуру облекания нижезалегающего рифового массива.
Проницаемые разности пласта Ф0 слагают протяженное рукавообразное тело северо-северо-западного простирания. На западе и востоке проницаемые породы замещены плотными разностями, причем западная граница соответствует оси гребневой части нижезалегающего биогермного массива, что, вероятно, связано с накоплением органогенно-обломочных известняков с благоприятными коллекторскими свойствами на восточном склоне рифа.
Ниже приведена подробная характеристика залежей Южно-Терехевейского месторождения.
Залежь нефти пласта Ф0
Залежь в отложениях пласта Ф0 задонского горизонта D3fm1 приурочена к восточному склону структуры облекания нижезалегающего биогермного массива.
Продуктивные отложения пласта приурочены к карбонатным отложениям, кровля продуктивных отложений залегает на абсолютных отметках от минус 1432 м в скв. 102/2 до минус 1553 м в скв. 119 (глубина от 1518 м до 1642 м), средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта Ф0 1584 м (абс. отм. минус 1497 м).
В контуре нефтеносности залежи расположено двадцать семь скважин: 1, 1-П, 101/2, 102, 102/2, 103, 105/2, 107-109, 111, 113, 115-120, 121Г, 122, 123, 124Г, 125Г, 130-132 и 260. В скважине 110 установлен водонасыщенный коллектор. В скважинах 100, 101, 104, 105, 106 и 114 коллекторов по данным ГИС не установлено, в связи с чем, на востоке и западе протрассирована линия замещения коллекторов плотными непроницаемыми разностями на половине расстояния между скважинами, вскрывшими нефтенасыщенные коллекторы, и скважинами, пробуренными в зоне отсутствия коллекторов, а также с учетом особенностей распространения коллекторов.
Залежь имеет северо-северо-западное простирание. Свод залежи оконтуривается замкнутой изогипсой минус 1500 м, локализуется в центре залежи и на западе экранирован линией замещения проницаемых пород плотными разностями.
Залежь нефти Ф0 изолирована сверху плотными глинистыми породами репера "Г". Продуктивные отложения представлены известняками. Тип коллектора – поровый, каверново-поровый.
ВНК залежи пласта Ф0 по данным ГИС не установлен. Скважинами, пробуренными после последнего подсчета запасов, продуктивные отложения вскрыты на отметках выше принятого подсчетного уровня. Абсолютная отметка подошвы гипсометрически наиболее низкого нефтенасыщенного коллектора отмечена в скважине 119 и составляет минус 1565 м, а кровля водонасыщенного коллектора в скважине 110 – на абсолютной отметке минус 1607 м, что близко к принятому ВНК по залежи пласта Ф0zd. Исходя из этого на данной стадии изученности уровень подсчета по залежи пласта Ф0 принят на такой же абсолютной отметке, что и ВНК залежи пласта Ф0zd– минус 1571 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах, вскрывших полный разрез отложений пласта Ф0 изменяется от 0,8 м (скв. 102/2) до 10,8 м (скв. 113) при среднем значении 4,8 м. Максимальное значение нефтенасыщенной толщины (11,7 м) установлено в скважине 117, которая подошву пласта Ф0 не вскрыла, однако, учитывая опыт бурения, можно предположить, что проницаемые отложения в ней вскрыты полностью. Наибольшая общая мощность пласта – 68,2 м отмечена в скв. 116, наименьшая (18,6 м) – в скв. 120. В разрезе продуктивного пласта по ГИС выделено от 1 до 5 прослоев проницаемых карбонатов, которые в разрезе толщи занимают 16%.
Залежь характеризуется как пластовая сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи по внешнему контуру нефтеносности составляют 11,3×1,0-2,3 км, высота залежи – 139 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина залежи составляет 5,3 м. Основные параметры залежи представлены в таблице 5.1.
Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов залежи Ф0, содержащейся на подсчетном плане, и геологических разрезах продуктивных нижнефаменских отложений.
Залежь нефти пласта Ф0zd
По состоянию на 01.09.2012 г. на отложения пласта Ф0zd пробурено двадцать четыре скважины, из которых одна параметрическая (скважина 1), две поисковые (113, 114), одна разведочная (1-П) и двадцать эксплуатационных (100-109, 101/2, 102/2, 105/2, 111, 115, 118, 120, 130-132). По результатам опробования и данным ГИС промышленная нефтеносность отложений пласта Ф0zd задонского горизонта установлена в двадцати двух скважинах, скважины 113 и 114 расположены за пределами контура нефтеносности залежи. Кровля продуктивных отложений залегает на абсолютных отметках от минус 1457 м в скв. 1-П до минус 1556 м в скв. 130 (глубина от 1542 м до 1646 м), средняя глубина залегания кровли продуктивного пласта Ф0zd1590 м (абс. отметка минус 1503 м).
Коллекторами являются доломиты. Тип коллектора смешанный – каверново-поровый, трещинно-каверново-поровый. Покрышкой служат плотные глинистые породы задонского горизонта мощностью 15-25 и более метров.
Залежь приурочена к сводовой части биогермного массива, имеет вытянутую в северо-северо-западном направлении форму. Северная часть залежи имеет более значительные размер и амплитуду (высота 114 м), а также более сложный рельеф: по изогипсе минус 1540 м здесь выделяется купол, осложненный двумя вершинами. Амплитуда залежи в южной части немногим более 20 м.
В результате опробования в открытом стволе и испытания в эксплуатационной колонне притоки нефти получены в 20 скважинах. Максимальный дебит нефти составил 100,2 м3/сут на штуцере 6 мм (скв. 102) и 268,5 м3/сут на штуцере 10 мм (скв. 106). Результаты опробования и испытания по скважинам приведены в приложении А.5.1 и на схеме опробования.
ВНК принят на абсолютной отметке минус 1571 м. В скважине 1 по материалам ГИС подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка соответствует абсолютной отметке минус 1571 м, кровля водонасыщенного коллектора – отметке минус 1574,2 м. При опробовании этой скважины в перфорированной колонне (интервал глубин 1653 – 1656 м, абс. отм. минус 1568 – минус 1571 м) получен приток нефти 11,1 м3/сут на штуцере диаметром 3 мм; в интервале глубин 1660-1664 м (абс. отм. минус 1575 – минус 1579 м) получен приток минерализованной воды с пленкой нефти дебитом 188,5 м3/сут. В скважине 1-П подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке минус 1567,3 м, кровля водонасыщенного коллектора минус 1577,9 м. Из интервала 1628-1641 м (минус 1542-1555 м) после СКО получен фонтанный приток нефти дебитом 286,8 м3/сут на штуцере диаметром 12,7 мм.
Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины в скважинах, вскрывших ВНК залежи (скв. 1, 1-П, 100 и 109), составляет 38,8 м, максимальное значение (63, 0 м) отмечено в скв. 1-П, минимальное (13,7 м) – в скв. 109. Общая мощность пород в среднем составляет 98,1 м. В разрезе скважин по ГИС выделено от 8 до 29 прослоев нефтенасыщенных карбонатов (среднее значение – 17,5), доля которых в разрезе пласта составляет 39%. Остальные скважины вскрыли проницаемые отложения не в полном объеме, эффективная нефтенасыщенная толщина в них изменяется от >1,7 м (скв. 132) до >71,3 м (скв. 101/2), среднее количество нефтенасыщенных прослоев составляет 7,4, коэффициент гранулярности 0,40 доли ед.
Залежь классифицируется как массивная сводовая. В пределах контура нефтеносности залежь имеет размеры 7,7×0,5-1,0 км, высоту – 114 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина залежи составляет 20,5 м.
Источник: Оперативные подсчеты запасов по разрабатываемым месторождениям ООО "Лукойл-Коми". Южно-Терехевейское месторождение. Степанова А.А., Носов А.П., Жуйко С.И., и др. 2012