Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки:
Год открытия: 1991
Источник информации: ПП_2019г.+2022г.
Метод открытия:
Площадь: 43.43 км²
Западно-Командиршорское месторождение
Месторождение расположено на территории Западно-Командиршорского лицензионного участка (Рис. 1). Владельцем лицензии НРМ 15692 НЭ на право разведки и добычи углеводородного сырья в пределах данного участка является ООО «ЛУКОЙЛКоми». Лицензия выдана 03.03.2014 г. со сроком действия до 05.03.2034 г.
В административном отношении месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области в пределах Большеземельской тундры.
Ближайшими месторождениями являются на северо-востоке Командиршорское нефтяное месторождение, на севере – нефтяное Северо-Командиршорское. Все они удалены от рассматриваемого в настоящем отчете месторождения на расстояние, составляющее первые километры.
Рис. 1. Обзорная схема района лицензионного участка
В административном отношении Западно-Командиршорское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. В непосредственной близости от рассматриваемого месторождения расположены Северо-Командиршорское и Командиршорское нефтяные месторождения, а также Западно-Командиршорское-II газонефтяное месторождение. В 35-40 км восточнее находится крупное разрабатываемое Харьягинское нефтяное месторождение, связанное с г.
Усинском, где базируются основные нефтедобывающие предприятия, автодорогой круглогодичного действия. Через северную часть месторождения проходит нефтепровод от Южно-Шапкинского месторождения на г. Усинск.
Стратиграфия
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза площади работ приводится в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции» и «Общей стратиграфической шкалой» по состоянию на 2016 г.
В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие породы протерозойского фундамента и осадочного чехла в объеме палеозойских, мезозойских и четвертичных отложений. Разрез осадочного чехла изучен глубоким бурением от нижнего силура до четвертичных отложений включительно. Протерозойские и ордовикские отложения бурением не вскрыты.
Изученность бурением осадочной толщи неодинакова. Верхняя часть разреза – мезозойские и пермско-каменноугольные отложения – отличаются более высокой разбуренностью; относительно меньше изучены нижележащие толщи.
Протерозойская группа – PR
Отложения складчатого фундамента представлены осадочно-вулканогенными и интрузивными образованиями. К востоку от исследуемой площади в пределах
Колвинского мегавала фундамент вскрыт в скв. 51-Возей и 63-Возей на глубинах, соответственно, 4 388 м (вскрытая мощность 28 м) и 4197 м (вскрытая мощность 67 м).
Палеозойская группа – PZ
В разрезе осадочного чехла выделяются ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные, пермские, триасовые, юрские, меловые и четвертичные отложения, отличающиеся невыдержанным и сложным строением.
Ордовикская система – О
В основании разреза осадочного чехла со стратиграфическим несогласием на породах фундамента залегают отложения ордовикской системы, вскрытые скважинами за пределами исследуемой территории. По данным сейсморазведочных работ и на основании литолого-фациальных исследований предполагается их присутствие в объеме верхнего и, возможно, среднего отделов, сложенных глинисто-карбонатными породами. Мощность ордовика прогнозируется по сейсмическим данным от 200 до 350 м.
Силурийская система – S
Силурийские отложения залегают без видимого перерыва на верхнеордовикских и представлены двумя отделами: нижним и верхним. Силурийские образования вскрыты на неполную мощность скважинами: 52-Командиршорская, 3 и 4-С.Командиршорская, 36- Ю.Командиршорская, 11 и 15-Мишваньская, 20 и 37-С.Мишваньская. Максимальная вскрытая мощность отложений составляет 234,7 м (скв. 36-Ю.Командиршорская).
Нижний отдел – S1
В нижнем силуре ТПП выделяются региональные горизонты: джагалский и филиппъельский (лландоверийский ярус) и седъельский (венлокский+лландоверийский ярусы). В пределах Печоро-Колвинского авлакогена нерасчлененные джагалский и филиппъельский горизонты представлены карбонатной толщей вторичных доломитов коричневато-серых, тонко-мелкозернистых, участками перекристаллизованных до крупно-среднезернистых, неравномерно пористых, реже – кавернозно-пористых, с включениями эпигенетического сульфата и карбоната. Текстуры пород пятнисто- массивные, слоистые. Толщина нерасчлененных джагалского и филиппъельского горизонтов увеличивается в восточном направлении и составляет около 400 м на Колвинском мегавале. Седьельский горизонт во вскрытом разрезе (толщиной 82-142 м) представлен известняками и вторичными доломитами (скв. 52-Командиршорская, 3- С.Командиршорская, 1-Кэрлайская).
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения залегают на нижнесилурийских и выделяются в объеме лудловского и пржидольского ярусов, которым соответствуют гердъюский и гребенской горизонты. Мощность верхнего силура на рассматриваемом участке изменяется от 0 до 100-300 м. Разрез верхнесилурийских отложений частично вскрыт в скважинах 1-Кэрлайская, 4-С.Командиршорская, 11-Мишваньская, 20 и 37- С.Мишваньская (гребенский горизонт), 3-С.Командиршорская, 36- Ю.Командиршорская и 15-Мишваньская (гердъюский горизонт), где представлен переслаиванием глинистых известняков, седиментационных и вторичных доломитов, мергелей, аргиллитов.
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах Денисовской впадины развиты повсеместно и установлены в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов. Девонские отложения характеризуются резкой фациальной изменчивостью (и по латерали, и по разрезу), значительными колебаниями толщин и стратиграфических объемов. Мощность девонских отложений увеличивается в восточном направлении от 1 083 м до 1 509 м.
Вскрытая мощность этих отложений при бурении скважины 104-Зап. Командиршорской, составила 1 498,72 м.
Нижний отдел – D1
Нижний девон развит в объеме лохковского яруса, включающего овинпармский и сотчемкыртинский горизонты. Они согласно залегают на карбонатных породах верхнего силура и трансгрессивно перекрываются нижнефранскими или среднедевонскими отложениями. Сокращение мощности и последовательное стратиграфическое срезание пачек нижнего девона происходит в западном направлении. Мощность нижнедевонских отложений меняется от 20 м до 267 м. В пределах Колвинского мегавала, где нижний девон присутствует в полном стратиграфическом объеме, разрез его сложен переслаиванием мергелей, аргиллитов и глинистых известняков. Мощность этих отложений, вскрытых скважиной 104-Западно-Командиршорской, составила 53 м.
Средний отдел – D2
Разрезы среднего девона рассматриваемого участка, в сравнении с разрезами Колвинского мегавала, характеризуются сокращенным стратиграфическим объемом и мощностью. Это обусловлено сложным и неоднородным в тектоническом отношении строением территории, масштабностью предфранского размыва. Уменьшение мощности происходит в основном за счет последовательного срезания верхних слоев размывом, а так же вследствии конседиментационного сокращения отдельных подразделений на склонах Южно-Лайского поднятия. Над древними палеоподнятиями отложения среднего девона полностью отсутствуют. В западном и южном направлениях от Командиршорских структурных осложнений глубина раннефранского перерыва увеличивается, так на площади Западно-Командиршорской-II под его поверхность выходят нижнесилурийские отложения, а на Южно-Командиршорской – верхнесилурийские. Нижняя граница среднего девона литологически фиксируется сменой слоистой преимущественно красноцветной терригенной толщи с комплексами нижнедевонских рыб светлыми кварцевыми песчаниками. В строении среднего девона принимают участие сероцветные, преимущественно терригенные, породы при подчиненной доле глинистых прослоев.
Известняки с остатками организмов присутствуют только в кровле эйфельского яруса в виде маломощных невыдержанных линз. Мощность отложений изменяется от 148,5 м (скв. 51-Командиршорская) до 177,4 м (скв. 104-Зап.Командиршорская).
Эйфельский ярус – D2ef
Объем эйфельской части среднего девона в рассматриваемом разрезе определен условно. Имеющиеся данные позволяют относительно уверенно обосновать границы колвинской свиты и, соответственно, одноименного горизонта, являющейся реперным подразделением не только в разрезах Колвинского мегавала, но и большей части Денисовской впадины. Эйфельская толща сложена песчаниками кварцевыми светло- серого цвета с буроватым оттенком за счет нефтенасыщения, тонко-крупнозернистыми, пористыми, с подчиненными прослоями алевролитов светло-серых с зеленоватым и буроватым оттенками, глинистых, кварцевых и хлорито-кварцевых, реже глин аргиллитоподобных темно-серых, серых с зеленоватым оттенком, алевритистых, тонкослоистых, иногда с углефицированным растительным детритом. Венчает разрез карбонатно-глинистая пачка – самый надежный репер в терригенном среднем девоне.
Известняки образуют тонкие линзовидные прослои; они неравномерно глинистые, содержат песчаную примесь. В аргиллитах также обычны песчано-алевритовые зерна, нередки гнезда шамозитовых бобовин.
В основании глинистой пачки встречены остракоды (скв. 18-Командиршорская, инт. 4 435,2-4 443,0 м): Uralinacf. scrobiculata (Pol.), VoroninavoronensisPol., Marginiacf. acceptaaccepta (Pol.). Чуть выше (инт. 4 427,2-4 435,2 м) определены KnoxielladobrochotovaeG. Ljasch., SvantovitesprimusPok., CavellinamodestaRozhd. В разрезе скв. 16-Командиршорская определены брахиоподы (долб. 27, инт. 4 407,0-4 415,0 м): Dichacaenia perplexa? Coop. et Dut., Anatrypa (Variatrypa) sp. и (долб. 26, инт. 4 402,0- 4 407,0 м) – Eodevonaria ex gr. choperica Ljasch., Spinatrypa (S.) cf. ilmenica Ljasch., Dichacaenia sp. и Emanuella cf. pachyrincha Vern. – характерныедляверхнеколвинскойподсвитыКолвинскогомегавалаиДенисовскойвпадины. Здесьжеобнаруженыпозднеколвинскиеостракоды: Ochesaarites komi Mosk., Knoxiella dobrochotovae G. Ljasch., Polenovaella luculenta Mosk., Cavellina modesta Rozhd., C. egorovi Shishk., Quasillites timanicus Mosk., Bairdiocypris menjailencoi L. Eg.
Мощность отложений в скважине 104-Зап.Командиршорская составила 68,1 м.
Живетский ярус – D2žv
Старооскольский надгоризонт – D2st
В разрезах Лайского вала старооскольский надгоризонт (живетский ярус) выделяется по аналогии с разрезами Колвинского мегавала, где он сложен светлыми кварцевыми песчаниками. Граница современного распространения живетских песчаников имеет эрозионный характер и обусловлена глубиной размыва среднего девона в начале франского века. Палеонтологические данные по этой части разреза отсутствуют. Нижняя граница старооскольских отложений четко проявляется по смене темно-серых известковистых колвинских пород светлыми крупнозернистыми обломочными образованиями. Песчаники, слагающие живетский ярус, серые, темно-серые, полимиктовые, мелко и тонкозернистые, алевритистые, тонкотрещиноватые, средней крепости, с включениями растительного детрита и мелких кристаллов кальцита. Имеются
прослои темно-серых аргиллитов, тонко трещиноватых, с небольшим количеством черного растительного детрита, хрупких, средней крепости и алевролитов серых, темно- серых, песчанистых, полимиктовых, тонкозернистых, тонко трещиноватых, средней крепости.
Отложения яруса в скв. 104-Зап.Командиршорская составляют 109,3 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения присутствуют в неполном стратиграфическом объеме франского и фаменского ярусов. Частично отсутствуют как низы разреза, за счет предтиманского регионального размыва, так и верхи – за счет предвизейского размыва.
Верхнедевонские отложения представлены разнофациальными образованиями – в нижней части преимущественно терригенными, терригенно-карбонатными, в верхней – преимущественно карбонатными. Толщина верхнедевонских отложений на близлежащих территориях составляет от 1 083 м до 1 312 м. По данным бурения скважины 104- Зап.Командиршорской – 1 268,8 м.
Франский ярус – D3f
Нижнефранский подъярус – D3f1
Джьерский горизонт – D3dzr
На рассматриваемой территории верхнедевонский разрез начинается с джъерских отложений, образования яранского горизонта отсутствуют. Джъерские отложения приурочены к раннепалеозойским грабенам и отсутствуют в зонах выходов нижнего силура под предфранский размыв. Джъерский горизонт выделяется в объеме туфогенно- терригенной толщи. По данным ГИС эта часть разреза имеет слоистое строение, которое определяется ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Туфопесчаники и песчаники зеленые, темно-серые, неравномерно глинистые, сидеритистые, мелкозернистые. Алевролиты и туфоалевролиты серые, серо-зеленые, неравномерно глинистые, с сидеритом. Туффиты зеленые, серо-зеленые, мелкообломочные, глинистые, тонкослоистые. Аргиллиты серые и пестроокрашенные, неравномерно-алевритистые, неизвестковые. Палеонтологические данные по этой части
разреза скудные. В разрезе скв. 1-С.Командиршорская (долб. 24, инт.4 474,8-4 478,4 м) в глинистых прослоях обнаружены джъерские остракоды. Мощность джъерского горизонта
на прилегающих территориях изменяется в пределах от 30 до 80 м, по данным бурения скважины 104-Зап.Командиршорской мощность этих отложений – 17,7 м.
Нижне-среднефранский подъярус – D3f1-2
Тиманский и саргаевский горизонты – D3tm+sr
Нижне-среднефранские поддоманиковые отложения представлены в объеме тиманского и саргаевского горизонтов. Разрез представлен переслаиванием аргиллитов темно-бурых, зеленых, неравномерно алевритовых, слабоизвестковистых; алевролитов коричневато-серых, буровато-коричневых прослоями зеленовато-серых, неравномерно песчанистых и глинистых; песчаников зеленовато-серых, буровато-коричневых, средне- тонкозернистых, кварцевых и известняков темно-серых, прослоями с коричневатым и зеленоватым оттенком, неравномерно глинистых. Тиманский возраст этой части разреза подтвержден единичными определениями брахиопод (скв. 2-С.Командиршорская, долб. 26, инт.4 252,1-4 257,1 м). В большинстве разрезов тиманский горизонт согласно залегает на туфогенно-терригенной толще джъерского горизонта, а на Западном Командиршоре (скв. 52) он с глубоким размывом перекрывает силурийские отложения. Мощность этих отложений составляет по данным скважины 104-Зап.Командиршорской 22,2 м.
Среднефранский подъярус – D3f2
Доманиковый горизонт – D3dm
На рассматриваемой территории присутствует повсеместно и представлен породами рифогенных и депрессионных фаций. Толщина отложений доманикового горизонта изменяется от 100-150 м в барьерных рифах и 10-31 м в депрессионных разрезах. На большей части участка доманиковые отложения присутствуют в депрессионных фациях. Они вскрыты скважинами 4-С.Командиршорская, 12, 16, 18, 51 и 52-Командиршорская, 20 и 37-С.Мишваньские и 36-Ю.Командиршорская. Доманиковый горизонт в этом типе разреза выделяется в объеме маломощной высокоомной пачки и сложен темноцветными, тонкослоистыми, битуминозными кремнисто-карбонатными породами. Граница с подстилающими отложениями проводится по резкому изменению кажущихся сопротивлений. Рифовый тип разреза вскрыт скважинами и трассируется по данным сейсморазведки в виде узкой полосы в широтном направлении – через Сев.Командиршорскую и Морошкинскую структуры. Скважиной 1-С.Командиршорская вскрыта гребневая часть рифа, а скважинами 31-Морошкинская и 13-С.Командиршорская – краевая его часть, характеризующаяся появлением над рифом глинистых пород толщи заполнения. Рифогенные разрезы сложены вторичными доломитами с реликтовой водорослевой структурой, светло-серыми, неслоистыми, крупнозернистыми, пористо- кавернозными, с гнездами сульфатов. Отмечаются реликтовые участки известняков светло-серых, прослоями коричневатых, средне-крупнозернистых, сферово-мелко- сгустково-водорослевых, сгустково-комковатых, пятнисто доломитизированных, пористо- кавернозных. Мощность отложений в скважине 104-Зап.Командиршорской составила 26,7 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Верхнефранские отложения распространены повсеместно в полном стратиграфическом объеме – ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов. Подъярус представлен изменчивой по мощности и неоднородной по составу толщей. Мощность верхнефранского подъяруса при бурении скважины 104-Зап. Командиршорская составила 514,6 м.
Ветласянский горизонт – D3vt
Сложен в нижней части глинами темно-серыми, аргиллитоподобными, алевритовыми, некарбонатными, плитчатыми, с примесью растительного детрита и вкрапленностью пирита. В верхней части появляются редкие прослои песчаников и алевролитов глинистых. Мощность отложений по данным бурения скважины 104- Зап.Командиршорская составила 19,1 м.
Сирачойский горизонт – D3srč
Сирачойский горизонт на изучаемой территории залегает согласно на ветласянских отложениях, отложения представлены, преимущественно, карбонатными породами с подчиненными прослоями глин, алевролитов и песчаников. Известняки содержат богатый
комплекс фауны – брахиоподы, остракоды, криноидеи, мшанки, кораллы, водоросли.
Мощность горизонта – 33,2 м.
Евлано-ливенский горизонты – D3ev-lv
На рассматриваемой территории отложения этих двух горизонтов распространены повсеместно и представлены в мелководно-шельфовых (зарифовых, рифовых), депрессионных фациях и толщах заполнения. Дробная стратификация евлановских и ливенских отложений возможна только в области шельфовых фаций – на С.Командиршорской, Морошкинской и Командиршорской площадях, а в глубоководной зоне они рассматриваются нерасчлененными, что связано с отсутствием фактических данных.
Отложения представлены аргиллитами, мергелями с прослоями глинистых известняков и алевролитов глинистых. В известняках встречены франские брахиоподы (скв. 12-Командиршорская, долб. 25, инт.3 957,0-3 965,0 м). Выше по разрезу идет переслаивание известняков глинистых серых, аргиллитов с прослоями алевролитов, по каротажу им отвечает слабо расчлененная высокоомная кривая КС, с низкими значениями естественной радиоактивности.
В верхней части разреза представлен известняками сферово-сгустковыми, мелкообломочными, зернистыми разностями, серыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, до перехода в доломиты, участками сульфатизированными, с узорчатой текстурой, местами пористыми, отмечаются водорослевые желвачки, брахиоподы, криноидеи. Мощность отложений по данным бурения скважины 104-Зап. Командиршорская составила 462,4 м.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус на территории присутствует повсеместно и представлен разнофациальными отложениями – преимущественно мелководно-шельфовыми в верхней
части и мелководно-шельфовыми и образованиями толщ заполнения – в нижней. Нижняя
граница проводится неоднозначно: на территории распространения депрессионных осадков ей отвечает кровля пачки доманикоидных пород франского яруса, в зоне развития
шельфовых фаций она проводится условно внутри карбонатной толщи. Мощность фаменского яруса изменяется на близлежащих территориях от 459 м до 859 м. В скважине
104-Зап.Командиршорская мощность отложений составила 687,5 м.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Нижнефаменский подъярус на рассматриваемой территории представлен задонским и елецким горизонтами. Волгоградский горизонт (D3vlg) в пределах участка отсутствует, его присутствие доказано в более южных районах, где он слагает толщу заполнения некомпенсированной впадины позднефранского палеобассейна. Толща заполнения представлена переслаиванием зеленовато-темно-серых тонкоплитчатых мергелей, аргиллитов и глинистых известняков.
Задонский горизонт – D3zd
Горизонт присутствует повсеместно и рассматривается в объеме мелководно- шельфовых пластов. Задонские отложения залегают с размывом над позднефранскими рифами и в зоне мелководного шельфа, во впадине – согласно на подстилающих волгоградских отложениях. В большинстве случаев нижняя граница задонского горизонта литологически выражена и проходит в кровле глинисто-карбонатной пачки, ей отвечает смена повышенных значений ГК на минимальные. Выше этого рубежа встречена раннефаменская фауна – брахиоподы, остракоды. Задонский горизонт сложен сероцветными известняками тонкозернистыми, обломочными, органогенно- обломочными, сгустковатыми узорчатыми, сгустково-комковатыми с водорослевыми желваками, участками перекристаллизованными, неравномерно-доломитизированными, крепкими, волнисто-горизонтальнослоистыми, «узловатыми», местами глинистыми до перехода в мергели.
В задонском горизонте выделяется карбонатный пласт F0. Верхняя часть пласта F0 в зоне развития рифовых фаций представлена вторичными доломитами известковистыми, серыми, коричневато-серыми, массивными, мелкокавернозными, тонко трещиноватыми,
средней крепости. Тонкие разноориентированные трещины неправильной формы выполнены глинистым материалом. Нижняя часть пласта F0 представлена преимущественно серыми массивными известняками, участками мелкокавернозыми, разбитыми сеткой мелких трещин, выполненных кальцитом.
Мощность задонского горизонта по скважине 104-Зап.Командиршорская составляет 273,4 м.
Елецкий горизонт – D3el
Елецкий горизонт в исследуемом регионе имеет повсеместное распространение и представлен мелководно-шельфовым типом отложений. Сложен переслаиванием аргиллитов, мергелей и известняков серых, тонко- и скрытокристаллических, неравномерно глинистых, перекристаллизованных, доломитизированных. В подошве выделяется карбонатно-глинистая пачка, сложенная известняками темно-серыми, плотными, глинистыми с прослоями аргиллитов. В основании елецкой толщи залегает известняково-глинистый пласт репер «D», мощность его по данным бурения скважины 104-Зап.Командиршорская составляет чуть более 29 м. Мощность всего елецкого горизонта – 293,8 м.
Среднефаменский подъярус – D3fm2
Усть-печорский горизонт – D3up
Отложения усть-печорского горизонта мелководно-шельфовые, преимущественно карбонатные, присутствуют повсеместно и характеризуются выдержанным строением. По
литологической и каротажной характеристике горизонт подразделен на толщи: нижняя карбонатная, средняя глинистая и верхняя карбонатная. Нижняя карбонатная толща сложена известняками серыми, желтовато-серыми, тонкозернистыми, мелкообломочными, неравномерно доломитизированными, с редкими гнездами сульфатов, с детритом криноидей, брахиопод и остракод, образующими ракушняковые прослои. Средняя глинистая пачка сложена чередованием аргиллитов, мергелей и глинистых тонкозернистых известняков. Верхняя карбонатная толща представлена известняками сероцветными, от тонкозернистых до среднезернистых и мелкообломочных,
сгустково-комковатых, водорослевых, пятнисто доломитизированных, обычно плотных, крепких, участками выщелоченных, с остатками брахиопод, остракод. Из последних в скв.
3-С.Командиршорская (долб. 2, инт. 3 420,0-3 425,8 м) определен комплекс, свидетельствующий об усть-печорском возрасте вмещающих пород. Мощность усть-
печорских отложений 53,7 м.
Верхнефаменский подъярус – D3fm3
Джеболский надгоризонт – D3zl
Верхнефамеский подъярус выделяется в объеме джеболского надгоризонта в составе зеленецкого (D3zl) и нюмылгского (D3nm) горизонтов. Литологически подъярус сложен карбонатными породами с тонкими прослоями мергелей и аргиллитов. Известняки светло-серые и серые водорослевые, доломитизированные, органогенно-обломочные, тонкозернистые, прослоями глинистые, слабо неравномерно пористо-кавернозные и трещиноватые.
В скважине 104-Зап. Командиршорской был вскрыт только зеленецкий горизонт, мощностью 66,7 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов трансгрессивно залегают на верхнедевонских образованиях и сложены преимущественно
карбонатными породами. Мощность отложений – 665,2 м.
Нижний отдел – С1
Представлен в полном объеме в составе турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Турнейский ярус – C1t
Сложен известняками светло-, буровато- и темно-серыми, преимущественно детритовыми, водорослевыми, тонкозернистыми, неравномерно доломитизированными, участками переходящих в доломиты. Верхняя часть турнейских отложений размыта.
Мощность турнейских отложений в скважине 104-Зап. Командиршорская составляет 22 м.
Визейский ярус – C+v
В верхней части разреза ярус сложен карбонатными породами – известняками и доломитами (толщина, вскрытая скважиной – 108,3 м), в нижней – терригенно- глинистыми породами (25,4 м). Общая толщина отложений по скважине составила 133,6
м.
Серпуховский ярус – C1s
Серпуховский ярус на рассматриваемой территории присутствует в объеме нижнего и верхнего подъярусов и имеет повсеместное развитие. Мощность серпуховского яруса в скважине составила 242,6 м.
Нижнесерпуховский подъярус – C1s1. Нижнесерпуховский подъярус выделен в объеме нерасчлененных тарусского и стешевского горизонтов. Литологически отложения надгоризонта подразделяются на две толщи: нижнюю низкоомную известково- доломитовую, прослоями глинистую, мощностью 25-60 м и верхнюю высокоомную доломитово-сульфатную, мощностью более 100 м. Нижнюю толщу слагают доломиты серые, буровато-серые, мелко-тонкозернистые, сульфатизированные, прослоями глинистые, плотные, крепкие, иногда с тонкими пропластками светло-серых ангидритов и
мергелей. Известняки серые, со слабым буроватым оттенком, скрыто-мелкозернистые, прослоями органогенно-детритовые, участками перекристаллизованные. Верхняя толща
представлена мощной карбонатно-сульфатной пачкой, сложенной преимущественно ангидритами, с прослоями доломитов, реже известняков. Мощность подъяруса вскрытая скважиной 104-Зап.Командиршорской составляет 153,6 м.
Верхнесерпуховский подъярус – C1s2
Верхнесерпуховский подъярус выделен в объеме протвинского горизонта. Сложен подъярус преимущественно известняками, переходящими вверх по разрезу в доломиты. Мощность верхнесерпуховского подъяруса составляет от 89 м.
Средний отдел – C2
Средний отдел каменноугольной системы развит в объеме башкирского и
московского ярусов и имеет повсеместное распространение.
Башкирский ярус – C2b
Представлен преимущественно карбонатными породами: известняками серыми и светло-серыми до белых, со слабым желтоватым и буроватым оттенками, водорослевыми, водорослево-детритовыми, прослоями органогенно-детритовыми и обломочными, перекристаллизованными, участками выщелоченными и кавернозными, неравномерно глинистыми, крепкими, массивными, иногда трещиноватыми. Встречаются доломиты и прослои аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза залегают глины алевритистые,
известковистые и глинистые известняки. Мощность башкирского яруса по скважине 104-
Зап.Командиршорская 54,9 м.
Московский ярус – C2m
Московский яруса с незначительным стратиграфическим перерывом залегает на разновозрастных отложениях башкирского яруса. Литологически отложения представлены известняками светло-серыми, разнозернистыми, водорослевыми, прослоями органогенно-детритовыми, фораминиферовыми, мшанково-криноидными, неравномерно доломитизированными до перехода в доломиты, с включениями ангидрита, прослоями выщелоченными и мелкокавернозными, очень рыхлыми и мучнистыми, глинистыми, с прослоями аргиллита в нижней части разреза., Аргиллиты темно-серые, алевритистые, неравномерно известковистые, слюдистые, пиритизированные. Мощность московского яруса в скважине 104-Зап.Командиршорской составляет 73,3 м.
Верхний отдел – С3
Верхний отдел каменноугольной системы имеет повсеместное распространение и
присутствует в объеме нерасчлененных касимовского и гжельского ярусов.
Верхнекаменноугольные отложения согласно залегают на известняках московского яруса среднего карбона и представлены известняками светло-серыми и серыми, детритовыми, мелко-тонкозернистыми, прослоями пористыми, выщелоченными, рыхлыми. Мощность верхнего карбона 138,8 м.
Пермская система – Р
Отложения представлены в полном стратиграфическом объеме: нижним и
нерасчлененными средним и верхним отделами. Мощность их, по данным бурения
скважины 104-Зап.Командиршорской, составила 959,4 м.
Нижний отдел – Р1
Ассельский + сакмарский ярусы – Р1а+s
Ассельско-сакмарские отложения имеют практически повсеместное распространение. Они согласно залегают на известняках верхнего карбона и выделены в полном стратиграфическом объеме. Фаунистически возраст толщи подтвержден в скважинах Ламбейшорской и Мишваньской площадей. В пределах рассматриваемого участка ассельско-сакмарские отложения представлены двумя типами разрезов: карбонатным и глинисто-карбонатным. На большей части территории они сложены карбонатными мелководно-шельфовыми отложениями с широким распространением биогермов. Согласно принятой модели рифообразования нижнепермские органогенные постройки по строению и условиям формирования близки к мелководно-шельфовым банкам. Они имеют небольшие размеры и локальный характер распространения.
Расположенные группами на отмелях в широкой краевой зоне мелководного шельфа, они не образуют протяженных уступов, и их объединение в единую зону биогермообразования носит условный характер. Мощность биогермных построек, выявленных на территории Денисовской впадины и Колвинского мегавала, достигает 150- 275 м. В мелководно-шельфовых разрезах отложения представлены детритовыми мшанково-криноидно-брахиоподовыми, биоморфно-детритовыми, водорослево- фораминиферовыми, водорослевыми, полидетритовыми и хемогенными известняками, чередующимися между собой. Биогермы сложены водорослево-фораминиферовыми разностями известняков, выщелоченными и кавернозными, с массивной текстурой.
Каркасообразующими являются сине-зеленые и зеленые водоросли, реже багрянки и тубифитесы, палеоаплизины и мшанки. Мощность биогермов достигает 250 м. В разрезах
глубоководной иловой впадины преобладают тонкозернистые глинистые известняки.
Органогенно-детритовые и органогенно-обломочные разности присутствуют в виде прослоев. Мощность ассельско-сакмарских отложений в скважине составляет 172,5 м.
Артинский ярус – Р1ar
К отложениям артинского яруса отнесена толща преимущественно карбонатных пород. Толща представлена карбонатно-алевритовой породой серого и темно-серого цвета, неравномерно глинистой и окремненной, часто переходящей в известняки, мелко- тонкозернистые, светло-серые, неравномерно глинистые. Палеонтологически возраст отложений обоснован в скв. 1-С.Ламбейшорская, где в инт.2 290,0-2 295,6 м определены
артинские брахиоподы, а в инт. 2 353,8-2 357,8 м – комплекс фораминифер раннеартинского возраста. Кроме того, в скв. 1-Ламбейшорская (инт. 2 204,9-2 210,5 м) определены брахиоподы, датирующие возраст вмещающих пород, как позднеартинский.
Нижняя граница яруса фиксируется по появлению комплекса артинских фораминифер и проводится в кровле относительно высокоомной пачки по резкому увеличению диаметра скважины по сравнению с номинальным. Мощность артинского яруса в скважине составляет – 172,5 м.
Кунгурский ярус – Р1k
Кунгурский ярус представлен преимущественно терригенными породами, накопление которых происходило в условиях мелководно-морского бассейна. Верхняя часть яруса является региональной покрышкой различного качества. Нижняя часть яруса сложена карбонатно-глинистыми отложениями, неравномерно-алевритистыми и окремненными. Верхняя часть яруса представлена неравномерным переслаиванием глин и аргиллитов с редкими прослоями полимиктовых песчаников. Мощность яруса на рассматриваемой территории изменяется значительно от 20 м до 115 м, в скважине 104- Зап.Командиршорская она составила 49,7 м.
Уфимский ярус – Р1u
Имеет повсеместное распространение. Сложен терригенными образованиями прибрежно-морского и континентального генезиса и представлен глинами, алевролитами с прослоями песчаников. Глины коричневые, красновато-коричневые, неравномерно окрашенные в зеленые, серые и бурые цвета, неравномерно алевритистые, часто с зеркалами скольжения, с желваками водорослевых известняков. Алевролиты коричневато- серые, пятнисто окрашенные, полимиктовые. Мощность уфимских отложений по скважине 104-Зап.Командиршорская – 409,6 м.
Средний + верхний отделы – Р2+3
Отложения верхнего отдела пермской системы в пределах участка имеют повсеместное распространение и трансгрессивно залегают на уфимских образованиях.
Представлены нерасчлененными биармийским и татарским отделами, сложенными терригенными образованиями прибрежно-морского и континентального генезиса.
Отложения представлены неравномерным переслаиванием сероцветных глин, глинистых алевролитов с редкими прослоями песчаников. Глины от серых до темно-коричневых, неравномерно-алевритистые, часто переходят в алевролиты глинистые с прослоями песчаников. Мощность отложений по скважине составила 155,2 м.
Триасовая система – T
Подразделяется на красноцветные чаркабожскую и харалейскую свиты (нижний триас), пестроцветную ангуранскую свиту (средний триас) и сероцветную нарьянмарскую (средний-верхний триас). На рассматриваемой территории триас залегает со стратиграфическим несогласием на размытых отложениях верхней перми. Триасовая система представлена переслаиванием терригенных пород: глин, песчаников с подчиненными прослоями алевролитов. Глины неравномерно-алевритистые, с гнездами песчано-алевритового материала, тонкоплитчатые и оскольчатые с зеркалами скольжения.
Песчаники мелкозернистые, глинистые, плотные и крепкие. Общая мощность отложений
триаса, вскрытых при бурении скважины 104-Зап.Командиршорская, составила 635,4 м.
Юрская система – J
Юрские отложения со значительным стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности верхнего триаса. Представлены нижним (?), средним и верхним отделами. Максимальные мощности (до 390 м) отмечаются в северных областях рассматриваемой площади, к центру они сокращаются до 330-340 м. В скважине 104- Зап.Командиршорская мощность составила 348,4 м.
Нижний (?) + средний отделы – J1(?) + J2
Разрез нижне-среднеюрских отложений представлен песчаной толщей континентального генезиса (по батский ярус включительно) и морским келловейским ярусом, сложенным глинами и алевролитам с прослоями песчаников. Мощность нижне- среднеюрских отложений достигает 260-290 м. Мощность этих отложений в скважине 104-Зап.Командиршорская составила 241,5 м
Верхний отдел – J3
Верхний отдел (нерасчлененные оксфордский + кимериджский + волжский ярусы) представлен морскими отложениями – сложен в нижней части песчаниками и алевролитами, в верхней части увеличивается содержание глинистых пород. Породы содержат глауконит, обильную фауну пелеципод, белемнитов, аммонитов, фораминифер.
Мощность верхнеюрских отложений составляет 87-108 м, по скважине 104- Зап.Командиршорская – 106,9 м.
Меловая система – K
Меловые отложения сохранились от размыва в объеме нижнего отдела, включающего морские алевритово-глинистые образования с морской фауной неокомского надъяруса и континентальную толщу олигомиктовых песков нерасчлененных аптского+альбского ярусов. Мощность меловых отложений на территории изменяется от 197 м до 352 м, в скважине 104-Зап.Командиршорская – 248,4 м.
Четвертичная система – Q
Отложения повсеместно с большим стратиграфическим перерывом перекрывают меловые отложения и представлены песками, глинами и алевролитами, суглинками с гравием, гальками и валунами различных пород мощностью до 180-260 м. Мощность отложений, вскрытых скважиной 104-Зап.Командиршорская, составила 209,7 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Западно-Командиршорское месторождение расположено в центральной части Лайского вала Денисовской впадины, представляющей собой структуру первого порядка в составе Печоро-Колвинского авлакогена (Рис. 2).
Денисовская впадина – это сложнопостроенная отрицательная структура, включающая в себя Шапкина-Юрьяхинский вал, Тибейвисскую депрессию, Лайский вал, Верхнелайскую депрессию, Усть-Печорскую депрессию и Лодминскую перемычку.
По поверхности фундамента Денисовский прогиб представляет собой обширный опущенный блок, разбитый тектоническими нарушениями субмеридионального и северо- западного простирания на отдельные более мелкие блоки, расположенные на разных гипсометрических уровнях.
В осадочном чехле Денисовский прогиб наиболее рельефно выражен по нижнекаменноугольным отложениям, вверх и вниз по разрезу он выполаживается.
Лайский вал занимает центральную часть впадины и разделяет Тибейвисскую и Верхнелайскую депрессии. Вал представляет собой крупную структуру второго порядка, которая погружается в северо-западном направлении и характеризуется асимметричным строением: более крутым юго-западным крылом и более пологим северо-восточным. По
осадочному чехлу Лайский вал (100×15-20 км) сложен серией унаследованных от фундамента и вновь образовавшихся крупных кулисообразно расположенных структур: Лаявожская, Командиршорская, Западно-Командиршорская, Южно-Командиршорская, Мишваньская, Восточно-Ламбейшорская, Верхнеамдермаельская, Усть-Юръяхинская, Северо-Баяндыская и др. Отмечается инверсионное строение отдельных локальных структур Лайского вала.
По доверхнедевонским отложениям более высокое положение занимает южная часть вала (Командиршорская и Мишваньская структуры). В южной части вала от крыльев к своду установлено резкое сокращение мощности доверхнедевонских образований. По размытой поверхности силурийско-нижнедевонских отложений крылья вала на всем его протяжении осложнены нарушениями.
По кровле силурийских отложений центральная часть Лайского свода осложнена грабенообразным прогибом субмеридионального простирания, который в свою очередь осложнен локальными разломами, разделяющими его на три блока: Командиршорский, Мишваньско-Ламбейшорский и Северо-Ламбейшорский.
В структурном плане Западно-Командиршорская структура по кровле задонских отложений представляет собой антиклинальное осложнение линейной формы восточного простирания, приуроченное к зоне развития барьерных рифовых построек. Ожидаемая залежь тектонически экранированная. Покрышкой служат верхнефаменские плотные породы.
Рис. 2.Схема тектонического районирования в пределах лицензионного участка
Площадь структуры в контуре замкнутой изогипсы минус 3500 м составляет 11,6 кв. км, амплитуда 100 м, размеры 4,1 х 5,9 км.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Как уже отмечалось выше, Западно-Командиршорское месторождение приурочено к центральной части Лайского вала Денисовской впадины (см. рис. 2). В соответствии с нефтегазогеологическим районированием ТПП Командиршорский блок относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной
области Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
Промышленная продуктивность Лайско-Лодминского НГР установлена в диапазоне от нижнесилурийских до нижнепермских карбонатных и триасовых терригенных отложений.
В пределах Денисовской впадины открыт ряд месторождений нефти и газа в стратиграфическом диапазоне от нижнего силура до нижней перми. На Шапкина- Юрьяхинском валу открыты газоконденсатные месторождения: Коровинское (Р1a+s–С3), Кумжинское (С2), Василковское (Р1–С3), нефтегазоконденсатное Ванейвиское (С2-3) месторождение; газовое Шапкинское (Р1a+s) месторождение; газонефтяное Южно- Шапкинское (Р1a+s-ar–С3) месторождение; нефтяные месторождения: Пашшорское (D3zd, D3uh, D2st), Верхнегрубешорское (D3f3, D3jar) и Южно-Юрьяхинское (C1t, D3fm3, D3f3). В пределах Лайского вала и прилегающих к нему районов открыты Лаявожское нефтегазо- конденсатное месторождение (Р1a+s–С3), Верхнелайское (D3f1), Командиршорское (D2ef), Западно-Командиршорское (D2zv, D2ef), Северо-Командиршорское (D3f3), Северо- Тибейвисское (D3fm1), Тибейвисское (Р1a, D3fm1), Восточно-Ламбейшорское (D3zd), Верхнеамдермаельское (D3fm1), Баяндыское (D3zd, C1s, C2m), Южно-Баяндыское (D3zd), им. А. Алабушина (D3zd), Верхнеипатское (D3zd), Прохоровское (D3zd) нефтяные месторождения и Западно-Командиршорское-II (S1) газонефтяное месторождение.
Залежи приурочены к различным типам ловушек – структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому. Месторождения нередко многопластовые (Баяндыское, Лаявожское и др.), со сложной структурой порового пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.
Установленная нефтегазоносность в совокупности с особенностями геологического строения пород-коллекторов и покрышек позволяют описать в Лайско-Лодминском НГР
следующие нефтегазоносные комплексы:
- верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный;
- среднедевонско-нижнефранский терригенный;
- доманиково-турнейский карбонатный;
- верхневизейско-нижнепермский карбонатный.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Промышленная газоносность установлена в нижнесилурийских отложениях Западно-Командиршорского-II газоконденсатного месторождения. Карбонатные пласты коллекторы, выходящие на поверхность стратиграфического предфранского несогласия, приурочены к отложениям седъельского горизонта нижнего силура (венлокский ярус).
При испытании в эксплуатационной колонне из интервала 4 595-4 599 м получен приток конденсатного газа дебитом 39,5 тыс. м3/сут. на штуцере диаметром 7 мм. При испытании
интервала 4 502-4 592 м получен приток газа дебитом 10,1 тыс. м3/сут. через 5 мм штуцер.
Залежь газоконденсата массивная, тектонически и стратиграфически экранированная. Уровень ГВК установлен на абсолютной отметке минус 4 454 м. Высота залежи составляет 57 м. Коллекторами являются вторичные доломиты веякской свиты нижнего силура с каверново-поровым и трещинным типами коллектора. Флюидоупором служат глинисто-карбонатные отложения тиманско-саргаевского возраста. Эффективная газонасыщенная толщина по скважине 52 составила 3,2 м. Пористость по НГК достигает 14,2%.
Наиболее емкие коллекторы седъельского горизонта связаны с пачкой вторичных доломитов толщиной около 50-60 м, находящейся в его нижней части. Вблизи поверхности предсредне- и позднедевонского размыва коллекторы характеризуются значениями открытой пористости до 3,5-10,5% (Западно-Командиршорская площадь, скв. 1-Верхне-лодминская).
Ловушки УВ, находящиеся в поле выходов седъельского горизонта нижнего силура, отличаются очень большой сложностью. Они, как правило, комбинированные, антиклинальные, с литологическими экранами, часто осложнены тектоническими нарушениями.
Флюидоупором для всех коллекторских горизонтов нижнего силура Денисовской впадины является региональная тиманско-саргаевская покрышка верхнего девона.
В верхнесилурийских отложениях, вскрытых в ближайших к исследуемой площади скважинах 15-Мишваньская, 37-Северо-Мишваньская, 3, 4 – Северо-Командиршорские,
по комплексу ГИС коллекторы не выделяются. Это обусловлено тем, что верхнесилурийские отложения практически не подвержены влиянию вторичных процессов, улучшающих емкость пород (выщелачиванию, доломитизации). Только в скважине 500-Верхнелайская при вскрытии отложений гребенского горизонта верхнего силура было отмечено газопроявление. При испытании в эксплуатационной колонне получен слабый приток газа дебитом 0,9 тыс. м3/сут. (инт. 4 898-4 900 м). При испытании в колонне песчаников нижнего девона (инт. 4 665-4 668, 4 675-4 678 м) получен приток газа дебитом 0,6 тыс. м3/сут.
В остальных скважинах признаков нефтегазоносности не выявлено.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Промышленная нефтеносность Лайско-Лодминского НГР связана с терригенными образованиями данного комплекса. Пласты-коллекторы представлены песчано- алевролитовыми породами койвенского (пласт III), бийского (пласт IIб), омринского (пласт IIа), колвинского (пласт Iв0) и в меньшей степени кедровского (IIп) горизонтов эйфельского яруса, «основной» толщи старооскольского надгоризонта живетского яруса и
яранского (пласт I-в (В-1, В-2 и В-3)), джъерского (пласты 1б и 1а), тиманского (пласты А2
и А3) горизонтов нижнефранского подъяруса среднего и верхнего девона.
Нефтеносность комплекса в пределах рассматриваемого района установлена на Командиршорском (D2ef2, колвинский горизонт) и Западно-Командиршорском (D2st, D2ef) месторождениях. Залежи нефти в среднедевонских отложениях характеризуются как пластовые, сводовые, стратиграфически и тектонически экранированные. Высота залежи D2st на Западно-Командиршорском месторождении составляет 100 м, на Командиршорском – 146 м.
Притоки газоконденсатного газа из верхнеэйфельских отложений получены в скважине 12-Командиршор (Qmax=12,5 тыс. м3/сут.).
Из песчаников туффогенно-терригенной пачки джъерского горизонта верхнего девона в скважине 500-Верхнелайская получен приток горючего газа расчетным дебитом 213,5 м3/сут. с пленкой нефти (инт. 4 484-4 555 м) и приток легкой нефти дебитом 3,2 м3/сут. переливом (инт. 4 490-4 496 м).
В пределах Харьяга-Усинского НГР Колвинской НГО залежи нефти в
среднедевонских (эйфельских и живетских) отложениях установлены на Харьягинском, Возейском, Усинском месторождениях. Залежи нефти характеризуются как пластовые, сводовые со стратиграфическим и тектоническим экранированием. Покрышкой служат глинистые породы тиманского возраста.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Промышленная нефтеносность комплекса установлена в рифогенных и надрифовых отложениях доманикового, сирачойского, евлановско-ливенского (ухтинского) и нижнефаменского возрастов.
Отложения доманикового горизонта на площади работ представлены депрессионными глубоководными фациями, сложенными глинисто-кремнисто- карбонатными породами. Толщина отложений, по скважинным данным, весьма выдержана и варьирует от 20 до 35 м.
Залежь нефти в доманиковых отложениях выявлена на Возейской структуре. По типу залежь пластовая, литологически экранированная.
Из депрессионных доманиковых отложений незначительные притоки нефти получены в скважине 1-Андрюшкинская. В скважине 15-Мишваньская из карбонатов доманикового возраста получен газ с конденсатом.
Нефтеносность глубоководных аналогов (доманикоидов) установлена в пределах Верхнегрубешорского месторождения, где выявлена литологически ограниченная залежь
в трещинных коллекторах сирачойского горизонта. При подсчете запасов была принята пористость 0,2%, а коэффициент нефтенасыщенности – 1,0. Дебиты нефти невысокие –
1,6-7,9 м3/сут.
В сирачойских отложениях, являющихсяся толщей облекания нижележащей органогенной постройки позднедоманикового возраста, промышленная нефтеносность установлена на Северо-Командиршорском месторождении (скважина 1-Северо- Командиршорская). Фаунистически принадлежность к сирачойскому горизонту этих отложений подтверждена определениями брахиопод в верхней и нижней его частях. При испытании пласта в интервале 3 920-3 939 м получен фонтанный приток нефти дебитом 116,7 м3/сут. на 15 мм штуцере после СКО. По заключению ГИС в отложениях D3srč выделен продуктивный интервал толщиной 6,6 м, средней пористостью 11,7%. Залежь нефти массивная сводовая, тектонически экранированная.
Сирачойские отложения продуктивны также в пределах Шапкина-Юрьяхинского вала – на Пашшорском и Верхнегрубешорском месторождениях. На Пашшорском месторождении выявлены две самостоятельные залежи. Залежь в рифогенном массиве D3srč массивная, сводовая. Дебиты нефти составляли от 1,2 м3/сут. (скв. 41) до 224,4 м3/сут. на 9 мм штуцере (скв. 35). Вторая залежь – в «надрифовых» отложениях задонского горизонта нижнефаменского подъяруса – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Максимальный дебит нефти составил 24,1 м3/сут. на 5 мм штуцере (скв. 38).
Разнофациальные отложения ухтинской свиты развиты на территории Денисовской впадины повсеместно. Выделяются несколько типов разрезов: зарифовый, рифовый и предрифовый (относительно глубоководный). Последний включает в себя фации толщи заполнения и депрессионные аналоги рифовых отложений (доманикоиды).
Барьерный риф D3uh возраста прослеживается по материалам бурения и сейсморазведки в субмеридиональном направлении в южной части Шапкина- Юрьяхинского вала, затем в районе Командиршорских структур он приобретает субширотное простирание.
На Южно-Юрьяхинском месторождении в рифогенных отложениях D3uh (барьерный риф) выявлена залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная и тектонически нарушенная.
Продуктивность ухтинских отложений доказана в скважине 4-Северо-Командир- шор, где был получен приток газа дебитом 200 тыс. м3/сут. по пересчету. По заключению ГИС здесь выделены коллекторы порового и каверново-порового типа с пористостью по НГК 8-15%.
На Командиршорском месторождении из надрифовых нижнефаменских отложений в скважине 18 получен приток нефти в объеме 2,9 м3 за 3 часа при опробовании с помощью ИП в интервале 3 675-3 710 м.
Газоконденсатная залежь, приуроченная к карбонатным органогенным отложениям верхнефранского и нижнефаменского подъярусов верхнего девона, выявлена скважиной 1-Верхнеамдермаель. В эксплуатационной колонне получен приток конденсатного газа дебитом 50,1 тыс. м3/сут. через штуцер диаметром 11 мм. Залежь приурочена к сводовой части рифогенного массива и классифицируется как массивная, сводовая, тектонически экранированная. Высота залежи 103 м, размеры 14,8×1,4-3,1 км. Значение пористости по данным ГИС составляет 8,6% (диапазон изменений от 6 до 14,3%).
На Баяндыском месторождении выявлены две залежи нефти, приуроченные к рифогенным отложениям задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона: центральная (район скважины 1) залежь в пределах собственно Баяндыской структуры, и северная залежь, расположенная в пределах южного купола Западно- Баяндыской структуры (район скважины 21). Залежи массивные, сводовые, тектонически экранированные и нарушенные. Максимальный дебит нефти в эксплуатационной колонне
скважины 1 из интервалов 3 858-3 881 м, 3 893,6-3 903,6 м, 3 905,9-3 913,9 м составил 930 м3/сут. на 30 мм штуцере. Нефть залежей очень легкая, парафинистая, малосмолистая,
малоасфальтенистая, малосернистая, с высоким содержанием сероводорода.
На месторождении им. А. Алабушина выявлены две залежи нефти, приуроченные к рифогенным отложениям задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона: верхняя и нижняя. Коллекторами являются микробиальные сферово-узорчатые известняки, вторичные доломиты и их переходные разности в основном порового и трещинно-порового типа с присутствием кавернозности. Максимальный дебит нефти при
испытании в эксплуатационной колонне задонских отложений скважины 11 после СКО, полученный из интервалов 4 094-4 106 м, 4 109-4 126 м, 4 134-4 161 м составил 730 м3/сут.
на 22,23 мм штуцере. Нефть залежей особо легкая, малосмолистая, асфальтенистая, парафинистая, сернистая.
На Верхнеипатском месторождении выявлена залежь нефти в рифогенных отложениях задонского горизонта фаменского яруса верхнего девона. При испытании в колонне отложений D3zd из интервала 4 344,3-4 358,8 м, 4 371,3-4 417,3 м получен промышленный приток нефти дебитом 611 м3/сут. на штуцере диаметром 17,46 мм.
Залежь массивная, размерами 5,0×1,5 км. Покрышкой служат плотные глинистые отложения елецкого горизонта. Коллекторами представлены известняками в разной степени доломитизированными пористыми, каверново-пористыми, трещиноватыми и вторичными доломитами, преимущественно трещинного типа. Нефтенасыщенная толщина – 21,6 м, этаж нефтеносности – 64,5 м. ВНК принят на абсолютной отметке минус 3 829,7 м.
На Прохоровском месторождении, открытом при бурении скважины 1-Южно- Ипатская, выявлена залежь нефти в рифогенных отложениях задонского горизонта фаменского яруса верхнего девона. В скважине 1 при испытании в колонне из интервала 4 162,0-4 174,0 м получен приток нефти. Дебит нефти составил 483,4 м3/сут. на штуцере диаметром 14,3 мм при депрессии 6,78 МПа. Залежь массивная, размерами 7,2×1,8 км.
Покрышкой служат плотные глинистые отложения елецкого горизонта. Коллектора трещинно-порового, порово-трещинного типа. Толщина нефтенасыщенных отложений составляет 33,9 м, этаж нефтеносности 98,3 м. УПУ по залежи принят на абсолютной отметке минус 3 723,28 м по нижней отметке интервала перфорации.
На Южно-Зверинецком месторождении выявлены две небольшие залежи нефти, приуроченные к карбонатным отложениям задонского и елецкого горизонтов верхнего девона. Залежь нефти в задонских отложениях классифицируется как пластовая, сводовая.
Высота залежи составляет 28 м, размеры 3,4×1,1 км. Коллекторами являются доломитизированные известняки трещинно-порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные глинисто-карбонатные породы елецкого горизонта.
Значение пористости по ГИС составляет 8,6%. Залежь нефти в елецких отложениях классифицируется как пластовая, сводовая. Высота залежи составляет 11 м. Размеры залежи: 2,6×0,9 км.
В пределах Лекъюской площади приток нефти получен из карбонатных отложений пласта Ф«еl». При испытании скважины 1-Лекъюской за 118 мин. получено 2,4 м3 смеси разгазированного глинистого раствора с нефтью (Vн=1,0 м3).
Наличие коллекторов в средне-верхнефаменских отложениях установлено в скважине 1-Верхнелодминская: при испытании интервала 3 750-3 770 м получено 76 м3/сут. минеральной воды. В скважине 15-Мишвань при испытании верхнефаменских отложений получены незначительные притоки газа и газоконденсата (соответственно 1,0 тыс. м3/сут. и 0,7 м3/сут. по ПУ).
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
Комплекс включает отложения каменноугольной и пермской систем, распространен по всей территории ТПП и залегает под региональной нижнепермской покрышкой. Отложения комплекса на большей части ТПП залегают на глубинах 2 000- 4 000 м и обеспечивают, с учетом имеющихся коллекторов и покрышек, хорошую сохранность залежей углеводородов. Природные резервуары в визейско-нижнепермском НГК распределены по территории и по разрезу достаточно сложно.
Южнее Командиршорского месторождения расположено Баяндыское нефтяное месторождение с залежами в окско-нижнесерпуховских и верхнесерпуховско- верхнекаменноугольных отложениях. В окско-верхнекаменноугольном диапазоне разреза условно выделяются два природных резервуара с карбонатными коллекторами: в окско- нижнесерпуховских и верхнесерпуховско-верхнекаменноугольных отложениях, которые в
пределах Баяндыской площади разделены ангидрито-доломитовой пачкой тарусско- стешевского возраста.
На Баяндыском месторождении при бурении поисковой скважины 1-Баяндыская в процессе опробования ИП карбонатных отложений визейского яруса нижнего карбона из
трех объектов получены притоки ФБР с пленкой нефти. Из интервала 3 519-3 548 м получен газированный ФБР с пленкой нефти объемом 0,48 м3 за 59 минут (II цикл), расчетный дебит составил 8,94 м3/сут. Пластовое давление на глубине замера 3 481 м составляет 36,9 МПа, пластовая температура 72,7 ºС. По данным ГИС в скважине выделено 6,4 м нефтенасыщенных коллекторов, в скважине 10 – 10,6 м.
Нефть в поверхностных условиях тяжелая, характеризуется плотностью 0,959 г/см3, смолистая (9,38% масс.), малопарафиновая (0,53% масс.).
В процессе бурения в скважине 1 при опробовании с использованием модульного испытателя пластов на кабеле (MDT) из интервала 3 466,5-3 467,5 м в карбонатных отложениях нижнесерпуховского подъяруса нижнего карбона получен приток нефти расчетным потенциальным дебитом 4,3 м3/сут. По данным ГИС в скважине 1 выделено 12,3 м нефтенасыщенных коллекторов, в скважине 10 – 11,9 м, в скважине 11 – 19,8 м.
Нефть в пластовых условиях характеризуется плотностью 0,757 г/см3, вязкостью 0,94 мПа*с, в поверхностных условиях: плотность – 0,841 г/см3, вязкость – 5,5 мПа*с.
В скважине 2-Баяндыская при опробовании в процессе бурения карбонатных нижнесерпуховских отложений был получен приток ФБР с нефтью дебитом 11,97 м3/сут. Были испытаны башкирские карбонатные отложения в интервалах 3 093-3 098, 3 101- 3 103, 3 105-3 110 м, где была получена пластовая вода с пленкой нефти (5%).
При опробовании в эксплуатационной колонне интервала 3 454-3 362 м в скважине 8-Баяндыская из нижнесерпуховских карбонатных подангидритовых отложений (1 и 3 пачки) получен приток нефти дебитом 53,4 м3/сут. на штуцере 10 мм. Залежь нефти пластовая, литологически и тектонически экранированная. Размеры ее составляют 12×8
км, высота – порядка 150 м. В контуре залежи находятся скважины 2 и 8. По ГИС в скважине 8-Баяндыская выделено 15,6 м нефтенасыщенных коллекторов, в скважине 2- Баяндыская – 2,9 м. Уровень подсчета запасов нефти принят на абсолютной отметке минус 3 291 м по подошве нефтенасыщенного коллектора скважины 2-Баяндыская.
Продуктивные отложения представлены доломитами известковистыми от светло до темно-коричневых. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Покрышкой для залежи служит одновозрастная ангидритовая толща. Нефть очень легкая, малоасфальтенистая, смолистая, парафинистая, малосернистая.
При опробовании в скважине 8-Баяндыская, из верхнесерпуховских карбонатных отложений получен приток ФБР с пленкой нефти дебитом 7,11 м3/сут.
В пределах Баяндыского месторождения бурением поисковой скважины 1 в карбонатных отложениях московского яруса среднего карбона при опробовании ИП в процессе бурения в интервале 3 118-3 143 м получен приток газированного ФБР с нефтью (6%), расчетный дебит нефти составил 0,61 м3/сут. (II цикл). По данным ГИС выделено 8,8 м нефтенасыщенных коллекторов. Плотность дегазированной нефти составляет 0,847 г/см3. Нефти смолистые (5,82% масс), парафиновые (5,3% масс), сернистые (0,78% масс).
При опробовании трех интервалов в нижнемосковских карбонатных отложениях в скважине 2 получен приток ФБР с нефтью (от 10 до 45%). Максимальный расчетный дебит жидкости составил 12,23 м3/сут. При испытании в интервалах 3 020-3 031 м, 3 034- 3 037 м, 3 040-3 045 м и 3 047-3 052 м (C2m) получен приток нефти максимальным дебитом 166 м3/сут. на 10 мм штуцере. По данным ГИС в скважине 2 выделяется 26,1 м нефтенасыщенных коллекторов.
Залежь в нижнемосковских отложениях характеризуется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 12×7,5 км. Высота залежи предположительно составляет 170 м. Уровень подсчета принят по данным ГИС в скважине 2-Баяндыская на абсолютной отметке минус 2 990 м по подошве нефтенасыщенного коллектора.
Коллекторы представлены известняками органогенно-детритовыми, полидетрито- водорослевыми и водорослевыми с поровым типом пустотного пространства, а также вторичными доломитами (доломитизированными известняками) с трещинно-каверново- поровым типом. Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения средне-
верхнекаменноугольного возраста мощностью 120 м.
Нефть легкая, смолистая, парафинистая, сернистая с содержанием сероводорода 1,22% масс.
В скважине 1-Лекъюская из отложений среднего карбона в интервале 3 022,5- 3 064,2 м ИП за 55 минут получено 10 литров нефти.
Карбонатные отложения верхнего карбона и нижней перми накапливались в различных фациальных обстановках мелководного морского бассейна шельфового типа.
Наиболее высокое содержание коллекторов фиксируется в биогермных отложениях Лайско-Мишваньской зоны, где практически весь разрез представлен пористыми, проницаемыми образованиями. Коллекторы выщелачивания связаны с наиболее приподнятыми участками структур. Открытая пористость в них составляет 10-20%, проницаемость достигает 500-1000 мД.
Нефтегазоносность нижнепермских карбонатов определяется оптимальным соотношением коллекторов и экранов. Залежи нефти и газа открыты в пределах Шапкина-
Юрьяхинского вала (Шапкинское, Южно-Юрьяхинское), Лайского вала (Лаявожское).
На Лаявожском месторождении к известнякам верхнего карбона и ассельского яруса нижней перми приурочена массивная газоконденсатная залежь с нефтяной «подушкой», к известнякам сакмарского яруса – пластовая газоконденсатная залежь. Тип коллектора – поровый, порово-каверновый.
Залежи нефти в нижнепермско-каменноугольных отложениях выявлены на соседних высокоамплитудных структурах: Возейской, Костюкской, Усинской.
Промышленная нефтегазоносность Возейского газоконденсатно-нефтяного месторождения связана с крупной нижнепермско-каменноугольной залежью.
Нижнепермско-каменноугольная залежь нефти состоит из двух самостоятельных залежей ассельского и верхне-среднекаменноугольного возрастов. Залежи разделены пачкой плотных глинистых карбонатов ассельского яруса мощностью до 42 м. ВНК для обеих
залежей принят на отметке минус 1 545 м.
На Возейском месторождении в пределах Костюкского поднятия выделяется залежь, продуктивность которой связана с карбонатными нижнепермскими отложениями.
Залежь нефти в ассельских и артинских отложениях пластово-массивная.
Усинское месторождение многозалежное и по количеству запасов нефти относится к категории крупных. Основные промышленные залежи нефти приурочены к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона и нижней перми.
Пермо-карбоновая залежь нефти находится на глубине 1 100-1 500 м в карбонатах нижнепермско-каменноугольного возраста и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа*с). Залежь сводовая массивная, структурного типа.
Залежь нефти в ассельских и артинских отложениях на Костюкском поднятии Возейского месторождения установлена скв. 117, в которой из биогермных известняков ассельского возраста в интервале 1 625-1 629 м был получен приток пластовой воды с нефтью (40% нефти), из артинских глинисто-алевролитово-карбонатных отложений в интервале 1 612-1 619 м получен приток нефти дебитом 130,6 т/сут. через штуцер 8 мм.
Залежь водоплавающая и при пластово-массивном характере строения природного резервуара приурочена к сводовой части локального куполовидного поднятия Костюкской
структуры. Породы-коллекторы в ассельских отложениях – каверново-порового типа с незначительной глинистостью; проницаемые породы в артинских отложениях значительно более глинистые, фильтрационно-емкостная характеристика их определяется
развитием, в основном, коллекторов трещинно-порового типа.
Органогенные постройки раннепермского возраста в Денисовской впадине вскрыты бурением скважины 1-Ламбейшорская. Скважина 1-Ламбейшорская вскрыла рифогенную постройку ассельско-сакмарского возраста мощностью 230 м, представленную водорослево-фораминиферовыми разностями известняков, выщелоченных и кавернозных с массивной текстурой. В ходе испытаний в процессе бурения из нижнепермских (P1a+s) отложений были получены притоки воды в объеме 7 м3 за 10 мин.
Источник: Оперативный подсчет запасов углеводородов по разведываемым месторождениям ООО "Лукойл-Коми" за 2018-2019 гг. Оперативный подсчет запасов углеводородов по залежам нефти в фаменских отложениях верхнего девона Западно-Командиршорского месторождения по состоянию на 01.01.2019 г. Договор 6360/18Y0044. Рудаков А.Ю., Багаев А.Н., Горбачева М.Ю., и др. 2019
Следующее Месторождение: Осиновское(Оренбург)