Западно-Лекейягинское месторождение
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Западно-Лекейягинского месторождения приводится по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных непосредственно на площади. Стратификация вскрытого скважинами разреза осадочного чехла Западно-Лекейягинской площади приведена в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской Провинции», разработанной ГУП РК ТП НИЦ.
Вскрытый разрез осадочного чехла представлен палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями. Максимальная толщина изученного разреза вскрыта в поисковой скважине 65 (4350 м), в которой вскрыты верхнесилурийские отложения. Сводный литолого-стратиграфический разрез приведен на Граф. 2, глубины подошв основных стратиграфических горизонтов по скважинам приведены в приложении 2.
Силурийская система – S
Силурийские отложения вскрыты скважинами 46, 47, 65 и представлены верхним отделом. Наибольшая толщина составляет 800 м (скв.65).
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения выделяются в объеме лудловского и пржидольского ярусов.
Лудловский ярус –S2ld
Отложения лудловского яруса представлены в объеме гердъюского горизонта.
Гердьюский горизонт характеризуется слоистым строением. На диаграмме радиоактивного каротажа выделяются терригенно-карбонатные тонкослоистые пачки и пачки массивного строения. Карбонаты представлены известняками сероцветными. Структура тонко- и мелкокристаллическая, текстура массивная и слоистая. Слоистость волнистая и линзовидная, обусловлена неравномерной глинизацией пород. Маломощные слойки аргиллитов имеют подчинённое значение. Аргиллиты тёмно-серые почти чёрные. Органические остатки наблюдаются часто. Они распределены неравномерно, представлены в основном брахиоподами, остракодами. По стилолитовым швам наблюдается пирит. В карбонатных породах трещины и каверны выполнены кальцитом.
Вскрытая толщина гердъюского горизонта в разрезе скв.65 равна 472 м.
Пржидольский ярус – S2p
Отложения пржидольского яруса выделены в объеме гребенского горизонта и представлены ритмичным чередованием известняков и мергелей. Подчинённое значение имеют пласты аргиллитов. Известняки серые, зеленовато-серые мелкокристаллические, неравномерно глинистые, иногда доломитизированные. Прослоями карбонаты обогащены более грубозернистым алевритовым материалом. Известняки массивные, слоистые, комковатые. Часто они содержат органические остатки неравномерно распределённые - брахиоподы, кораллы, остракоды, мшанки. Аргиллиты тёмно-серые, почти чёрные известковые. Пирит содержится в виде мелких кристаллов и гнёзд до 10 мм. Трещины разнонаправленные выполнены кальцитом.
На Западно-Лекейягинской площади отложения гребенского горизонта вскрыты скважиной 65 (328 м).
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах месторождения представлены нижним, средним и верхним отделами. На Западно-Лекейягинском месторождении разрез полностью пройден скважинами 46, 47, 65.
Толщина отложений девонской системы изменяется в пределах 1556-2007 м, в среднем составляет 1678 м.
Нижний отдел – D1
Нижнедевонские отложения согласно залегают на верхнесилурийских отложениях и представлены в объеме лохковского и пражского ярусов. Отдел полностью вскрыт скважинами 46,47 и 65. Толщина его составляет 815-852 м, в среднем 838 м.
Лохковский ярус
Отложения представлены овинпармским и сотчемкыртинским горизонтами.
Овинпармский горизонт (хатаяхинская свита) представлен карбонатной толщей, которая характеризуется отчетливо слоистым строением и по литологическим и промыслово-геофизическим признакам разделяется на четыре пачки: I, II, III, IV (Юрьева З. П.).
Базальная пачка I, которая выделяется в основании горизонта, сложена глинистыми известняками, мергелями и аргиллитами. Цвет пород серый, темно-серый.
Пачка II сложена пластами известняков и реже вторичных доломитов (пласты D1l-А, B, V, G, D), разделенными маломощными глинисто-карбонатными и карбонатно-глинистыми пластами. Кровля пачки II совпадает с кровлей пласта D1l-А.
Карбонатные пласты D1l- А, B, V, G, D выдержаны по площади. Представлены карбонатные пласты известняками тонко-мелкозернистыми, неравномерно глинистыми, плотными, трещиноватыми, доломитизированными, участками органогенно-детритовыми, копролитовыми и сгустково-комковатыми, мелкопористыми, часто нефтенасыщенными.
Доломиты вторичные, темно-серые, разнокристаллические, прослоями кавернозные. Мергели темно-серые, содержат алевритовую примесь. В породах наблюдаются эпигенетические трещины.
Пачка III сложена сильно глинистыми мергелями. Подчиненное значение имеют известняки. Мергели темно-серые, почти черные, состоят из тонкой смеси карбонатного и глинистого материала. Карбонатная часть пород состоит из кальцита тонко-микрокристаллического, редко доломита. Глинистый материал представлен хлорит-гидрослюдой, распределен неравномерно. Известняки микро-тонкокристаллические, глинистые.
Пачка IV овинпармского горизонта сложена сероцветными известняками, доломитами, мергелями. Доломиты преобладают в кровельной части пачки. Средняя часть ее представлена в основном мергелями и сильно глинистыми известняками. В шлифах пород наблюдаются известняки водорослевые, органогенно-детритовые, участками доломитизированные, слоистые за счет неравномерного распределения органических остатков и глинистого материала. Мергели темно-серые, известковистые, массивные. Доломиты вторичные серые, тёмно-серые, коричнево-серые, тонкокристаллические, неравномерно перекристаллизованные, часто кавернозные и пористые. Во вторичных доломитах кровельной части горизонта открыта залежь нефти «D1ℓ».
Толщина овинпармского горизонта изменяется в пределах 398-425 м, в среднем составляет 414 м.
Сотчемкыртинский горизонт (торавейская свита) представлен глинисто-карбонатной и ангидрито-доломитовой толщами. Горизонт имеет толщину 341-371 м, в среднем 351 м.
Нижняя глинисто-карбонатная толща выделяется на диаграмме гамма-активности повышенными значениями и пониженными значениями кажущегося сопротивления пород. Она сложена доломитами и мергелями. Доломиты серые, коричнево-серые неравномерно глинистые (нерастворимый остаток равен иногда 29%), тонко- и мелкокристаллические, часто органогенные и водорослевые. Этим обусловлена линзовидно-слоистая и сгустковая текстура карбонатов. Доломиты неравномерно пористые и соответственно неравномерно насыщены нефтью; содержат кристаллы пирита. Разнонаправленные трещины выполнены ангидритом. Мергели доломитовые (домериты) тёмно-серые узорчатые, тонкослюдистые.
Ангидрито-доломитовая толща представлена неравномерным переслаиванием ангидритов, доломитов, домеритов. Ангидриты (гипсо-ангидриты) серые, буровато-серые мелкокристаллические доломитизированные. Доломиты серые, серовато-коричневые неравномерно глинистые, часто ангидритизированные, в верхней части толщи содержат алевритовую кварцевую примесь. Домериты тёмно-серые.
Пражский ярус
Пражский ярус представлен в объеме филиппчукского горизонта (наульская свита). В нижней его части неравномерно переслаиваются алевролиты, аргиллиты, песчаники. Породы имеют пёструю окраску: серо-коричневую, серую, бурую, серо-зелёную. Песчаники и алевролиты кварцевые неравномерно заглинизированы и доломитизированы. Аргиллиты (мергели доломитовые) неясно-слоистые. Доломиты и ангидриты наблюдаются в виде линз, гнёзд. Но в верхней части яруса эти породы имеют преимущество. Доломиты светло-серые, серые тонкокристаллические, массивные, прослоями глинистые и слоистые, участками трещиноватые. Ангидриты серые тонкокристаллические, неравномерно слоистые, доломитизированные.
Толщина яруса составляет 64-83 м, в среднем 77 м.
Средний отдел – D2
Среднедевонские отложения с размывом залегают на нижнедевонских отложениях и представлены эйфельским ярусом.
Эйфельский ярус
Эйфельские отложения представлены омринским и кедровским горизонтами. Литологически разрез сложен неравномерным переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов, известняков. В верхней части преимущество имеют известняки. Цвет пород серый, светло-серый. Песчаники и алевролиты кварцевые, мелкозернистые, неравномерно глинистые, слабосцементированные, параллельно- и линзовидно-слоистые. Аргиллиты слюдистые со стяжениями пирита. Известняки микрокристаллические, прослоями остракодовые неравномерно глинистые, имеют текстуру комковатую, линзовиднослоистую, массивную. Трещины в известняке выполнены кальцитом. Породы содержат гнёзда пирита, детрит углефицированной флоры.
В нижней части эйфельских отложений прослеживаются два песчаных пласта, которые вскрыты скважинами в разном объеме. Песчаники пластов характеризуются благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами и являются промышленно нефтеносными (залежи «D2-2» и «D2-1»).
Толщина яруса изменяется в пределах 57-164 м, в среднем составляет 95 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения с размывом залегают на среднедевонских отложениях и представлены в объеме франского и фаменского ярусов.
Общая толщина отдела изменяется от 1038 м до 1139 м, в среднем составляет 1086 м.
Франский ярус –D3f
Отложения франского яруса представлены нижним, средним и верхним подъярусами. Толщина отложений 162-550 м, в среднем составляет 267 м.
Нижне-среднефранский подъярусы – D3f1+2
Толща представлена в сокращенном стратиграфическом объеме – верхней частью тиманского горизонта, саргаевским и доманиковым горизонтами.
Разрез сложен алевролитами, песчаниками кварцевыми, неравномерно глинистыми, с прослоями аргиллитов. В верхней части саргаевских отложений выделяются пласты глинистых опесчаненных известняков, мергелей. Доманиковый горизонт представлен известняками. Породы содержат органогенный детрит, унифицированные растительные остатки.
По данным ГИС и результатам испытания скважин в отложениях тиманского горизонта выделены пласты песчаников с хорошими коллекторскими свойствами, которые являются промышленно нефтеносными («D3tm»). В целом песчаные пласты коллекторы имеют линзовидное строение, нередко на коротких расстояниях замещаются на алеврито-глинистые породы.
Толщина отложений составляет в среднем 71 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Нерасчлененные верхнефранские отложения представлены в объеме ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов и согласно залегают на среднефранских отложениях.
Литологически разрез представлен неравномерным переслаиванием известняков, мергелей. Породы зеленовато- и коричневато-серые, мелкокристаллические, неравномерно глинистые, неравномерно доломитизированные, слоистые и массивные. Известняки часто имеют органогенно-детритовую структуру. Они сложены остатками криноидей, брахиопод, гастропод, лингул. Разнонаправленные трещины в породах выполнены кальцитом.
Толщина верхнефранских отложений изменяется в пределах 61-361 м, в среднем составляет 127 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представлены в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов. Толщина отложений изменяется в пределах 589-916 м, в среднем составляет 819 м.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Нижнефаменские отложения представлены в объеме волгоградского, задонского и елецкого горизонтов.
Нижнефаменская часть разреза представляет собой карбонатную толщу, сложенную известняками светло-коричневато-серыми, тонко-мелкозернистыми, сгустково-комковатыми, псевдообломочными, с обломками криноидей, остракод, водорослей, гастропод, брахиопод, обломочными, перекристаллизованными, доломитизированными. Участками известняки комковатые, тонко-спутанно-волнистые за счет множества нитевидных слойков черного и битуминозно-глинистого материала.
Толщина отложений нижнефаменского подъяруса составляет 188-333 м, в среднем 279 м.
Среднефаменский и верхнефаменский подъярусы –D3fm2- D3fm3
Среднефаменский и верхнефаменский подъярусы представлены усть-печорским, зеленецким и нюмылгским горизонтами.
Разрез сложен известняками с прослоями глин зеленовато-серых алевритистых, содержащих органический детрит и включения пирита. Переслаивание имеет узловато-комковатый и линзовидно-волнистый характер. Глинистые прослои содержат множество раковин брахиопод.
Верхняя часть разреза представлена известняками светло-бежевыми и зеленовато-серыми, микрозернистыми, содержащими органический детрит, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, массивными. Участками в породе отмечаются нитевидные слойки черного битуминозно-глинистого и зеленовато-серого глинистого материала, а также вертикальные и горизонтальные стилолитовые швы и трещины, заполненные кальцитом.
Толщина отложений составляет 387–637 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения трансгрессивно залегают на верхнедевонских отложениях и сложены преимущественно карбонатными породами с глинисто-терригенной пачкой в основании визейского яруса. В составе каменноугольной системы выделяются нижний и средний отделы. Отложения верхнего отдела на исследуемой территории отсутствуют. Толщина пород каменноугольной системы в среднем составляет 611-792 м.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами. Толщина пород нижнего отдела изменяется от 611 м до 737 м, в среднем равна 678 м.
Турнейский ярус – С1t
Отложения турнейского ярусасложены известняками. Известняки серые, светло-серые мелкокристаллические органогенно-детритовые прослоями глинистые массивные. Породы трещиноватые, иногда кавернозные, пористые.
Толщина яруса изменяется в пределах 85-113 м, среднее значение 97 м.
По результатам корреляции в отложениях яруса прослеживаются две пачки, из которых верхняя пачка C1t2-II характеризуется благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами и является промышленно нефтеносной («C1t»).
Визейский ярус – С1v
Отложения визейского яруса выделены в объемекожимского и окского надгоризонтов.
Кожимский надгоризонт является реперным уровнем в разрезе месторождения. В отличие от выше и ниже залегающих отложений надгоризонт представлен глинистой толщей с подчинённым значением слоев известняков. Аргиллиты чёрные плитчатые слюдистые известковые содержат линзы и рассеянные кристаллы пирита, скопления криноидей, брахиопод, лингул, единичные кораллы и другие органические остатки. Известняки серые мелкокристаллические неравномерно глинистые.
Толщина отложений изменяется в пределах 101-152 м, в среднем составляет 122 м.
Окский надгоризонт представлен карбонатной толщей, сложенной известняками. Известняки серые и тёмно-серые тонкокристаллические, массивные, неравномерно доломитизированные, участками кавернозные, пористые. Трещины выполнены кальцитом. Карбонаты содержат органогенный материал - криноидеи, брахиоподы, фораминиферы, мшанки. Толщина окского надгоризонта изменяется в пределах 193 - 274 м, в среднем составляет 209 м.
Серпуховский ярус – С1s
Серпуховский ярус на исследуемой территории присутствует в объеме нижнего и верхнего подъярусов. Нижнесерпуховские отложения выделены в объеме тарусского и стешевского горизонтов. Отложения верхнего подъяруса выделены в объеме протвинского горизонта.
Ярус представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов и аргиллитоподобных глин. Известняки светло-серые, зеленовато-серые мелкокристаллические и органогенно-детритовые. Породообразующими являются фораминиферы, криноидеи, брахиоподы, мшанки, водоросли. Известняки массивные, прослоями кавернозные и трещиноватые, со стилолитовыми швами.
Толщина серпуховского яруса установлена в пределах 219-297 м, в среднем составляет 261 м.
Средний отдел – C2
Средний отдел выделяется в объеме башкирского и московского ярусов и со стратиграфическим несогласием залегает на размытой поверхности серпуховских отложений.
Среднекаменноугольные отложения сложены преимущественно карбонатными породами: известняками и доломитами с подчиненными прослоями глинистых разностей. По всему разрезу наблюдается слабое окремнение, реже пиритизация по органике.
Толщина отложений среднего отдела значительно изменяется по площади от 27 до 422 м, вследствие крупного размыва в раннем триасе.
Триасовая система –Т
Отложения триасового возраста трансгрессивно залегают на эродированной поверхности каменноугольных карбонатных отложений. В составе системы выделены нижний и средний отделы. В южной части месторождения триасовые отложения отсутствуют.
Толщина системы изменяются в пределах 260-418 м, в среднем равна 309 м.
Нижний отдел –Т1
Отложения нижнего триаса сложены континентальными породами: глинами, песчаниками, алевролитами. Нижняя часть более глинистая. Глины окрашены гидроокислами железа в красно-коричневый цвет, пятнисто окрашены в зелено-серый. Текстура глин косослоистая. Песчаники и алевролиты зеленовато-серые кварц-полевошпатовые мелкозернистые содержат обломки пород.
Толщина нижнего отдела изменяется в пределах 159-346 м, в среднем составляет 226 м.
Средний отдел – Т2
Средний отдел триаса сложен континентальными глинами, алевролитами и песчаниками. Цвет пород серый и пёстрый. Глины имеют смешанный минералогический состав, песчаники также полиминеральные. Для пород характерна горизонтальная и косая слоистость. По плоскостям наслоения пород отмечены скопления чешуек слюды и детрита углефицированной флоры.
Толщина среднего отдела триаса изменяется от 59 м до 129 м, в среднем равна 85 м.
Юрская система-J
Юрские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на триасовых породах. В юрской системе выделяются нижний+средний и верхний отделы.
Толщина её составляет 237-269 м, в среднем равна 250 м.
Нижний+Средний отделы – J1+J2
Нижне-среднеюрские отложения представлены мощной континентальной толщей песков и слабосцементированных песчаников. Пески и песчаники светло-серые, кварцевые, мелко- средне-зернистые, с примесью каолинита, с галькой и гравием кварца, кремния, кварцита.
Толщина среднего отдела измеряется в пределах 54-89 м, в среднем 72 м.
Верхний отдел-J3
Морские верхнеюрские терригенные отложения согласно залегают на песках средней юры. Вся толща имеет преимущественно алевролито-глинистый состав. Подчинённое значение имеют слои песчаников. Глины серые и зеленовато-серые, алевритистые, содержат гнёзда глауконита, сидеритовые и пиритовые конкреции. Породы содержат морскую фауну.
Толщина верхнеюрских образований изменяется в пределах 160-182 м, в среднем составляет 176 м.
Меловая система-K
Меловые отложения в пределах всего севера Тимано-Печорской провинции представлены нижним отделом.
Нижний отдел – К1
Нижний отдел сложен в нижней части мелководно-морскими терригенными отложениями, которые вверх по разрезу перекрываются преимущественно континентальными отложениями.
Нижняя морская толща представлена алевролитами серыми, неравномерно глинистыми, переходящими в глину алевритовую, неравномерно известковистую с глауконитом, с пелециподами, с единичными фосфатными конкрециями.
Залегающая выше преимущественно континентальная толща представлена переслаиванием песков светло-серых, почти белых, кварцевых, слюдистых, с растительным детритом и глин серых тонкослоистых, неизвестковистых, тонкоплитчатых за счет скоплений по наслоению растительного детрита.
Меловые отложения имеют толщину 54-126 м, в среднем равны 92 м.
Четвертичная система – Q
Разрез представлен переслаиванием глин, суглинков, супесей, иногда переходящих в пески. Глины светло-серые, тонкослоистые с присыпками светло-серого материала по наслоению, реже тонкоотмученные.
Суглинки и супеси темно-серые и буровато-серые, уплотненные с гравием и галькой различных пород, кварца и кремния, участками карбонатные.
Толщина четвертичных отложений изменяется от 74 м до 149 м, в среднем составляет 119 м.
Тектоника
Положение месторождения в общем геологическом структурном плане
В тектоническом отношении Западно-Лекейягинское месторождение находится в пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны, расположенной, в свою очередь, в северо-восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны.
Варандей-Адзьвинская зона занимает крайнюю северо-восточную часть Печорской синеклизы и представляет собой сложно построенную область северо-западного простирания размерами 190х80 км, сужающуюся к северу до 40 км и погружающуюся под воды Печорского моря. На востоке и юге зона ограничена грядами Чернова и Чернышева, на западе переходит в Хорейверскую впадину.
Варандей-Адзьвинскую структурную зону можно представить как естественное продолжение восточного борта Хорейверской впадины, а в более региональном плане, как северо-восточное окончание Печорской синеклизы. Зона характеризуется чередованием валов и депрессий, выраженных по всему осадочному чехлу палеозоя. В её составе выделяются структуры второго порядка: вал Сорокина, вал Гамбурцева, Медынско-Сарембойская антиклинальная зона, Талотинский вал, Мореюская и Верхне-Адзьвинская депрессии.
Все структуры осадочного чехла в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны, в основном, имеют прямую унаследованность от фундамента. Нижняя часть осадочного чехла отличается резко контрастным рельефом в соответствии с морфологией фундамента. Абсолютные отметки поверхности фундамента колеблются от 4 до 8,8 км. Максимальные зоны погружения находятся в северной и центральной частях Мореюской депрессии (до 7,8-8,8 км). Участки максимального подъема отмечены на валах. Причем, имея северо-западную и меридиональную ориентировки, шарниры валов воздымаются к югу и юго-востоку как по фундаменту, так и по всему осадочному чехлу.
Самой сложной, как в пликативном, так и дизьюнктивном планах из всех выше перечисленных структур второго порядка определена Медынско-Сарембойская антиклинальная зона. В общих чертах строение её представляет серию антиклинальных поднятий, стыкующихся друг с другом через нарушения или через синклинали. Размеры Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны 175х10-35 км по всему осадочному чехлу. Ориентировка зоны северо-западная. В центральной части она разбита нарушениями взбросово-сдвигового характера, в основном, северо-западной ориентировки, прослеживающимися снизу вверх до размытой поверхности каменноугольных отложений. С глубиной амплитуда их возрастает, в частности, в отложениях силура амплитуды в среднем достигают 800 м. По всем горизонтам зона испытывает погружение на северо-запад. С севера на юг в Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне выделяются локальные структуры: Медынская, Перевозная, Тобойская, Восточно-Тобойская, Мядсейская, Южно-Мядсейская, Северо-Енганехойская, Енганехойская, Западно-Лекейягинская, Северо-Сарембойская, Сарембойская, Пэяхинская и Южно-Сарембойская. Размеры их колеблются в пределах 3-27 х 2-5 км, амплитуды от 20 до 250 м. Преобладает брахиантиклинальный тип складок. Последние по выраженности в разрезе осадочного чехла имеют сквозной и погребенный характер. Наиболее высокое гипсометрическое положение (практически по всем горизонтам осадочного чехла) занимает Северо-Сарембойское поднятие. Самой погруженной по отложениям силура является Северо-Енганехойская структура, по отложениям верхнего девона - Мядсейская, а по вышележащим горизонтам - Тобойская. Медынско-Сарембойская антиклинальная зона разделена Хайпудырской губой на северную и южную части. Северная часть сформирована, в основном Тобойской и Мядсейской структурами и названа Тобойско-Мядсейским валом, ширина которого 10-18 км, длина - 40 км, амплитуда - 350-400 м. В пределах вала наблюдается смещение структурных планов с глубиной.
Сарембой-Лекейягинский вал, отнесенный к южной части, имеет северо-западное простирание и объединяет Южно-Сарембойскую, Сарембойскую, Северо-Сарембойскую, Западно-Лекейягинскую, Енганехойскую структуры. Наиболее приподнятой является Западно-Лекейягинская антиклиналь. Северная периклиналь Северо-Сарембойской структуры срезана тектоническим нарушением и перекрыта Вашуткино-Талотинским надвигом.
Сведения о тектонике района месторождения
В строении осадочного чехла Сарембой-Лекейягинского вала выделяется три структурных яруса: ордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-триасовый и юрско-антропогеновый. Строение территории по каждому из них обладает своими индивидуальными особенностями.
Структурные планы силурийских и нижнедевонских отложений характеризуются определенным морфологическим сходством. Среди структур входящих в состав Сарембой-Лекейягинского вала, наиболее приподнятым по кровле силура является Северо-Сарембойское поднятие, а по кровле нижнего девона – Хайпудырское поднятие.
В вышележащих горизонтах, входящих в состав среднедевонско-триасового структурного яруса, Сарембой-Лекейягинский вал сохраняет приподнятое залегание. К началу раннефранского времени среди структур вала на более низком гипсометрическом уровне находилась Западно-Лекейягинская структура, вследствие чего на ней сохранились отложения среднего девона и пражского яруса в период внутриформационных размывов в нижнем и среднем девоне, в то время как на Сарембойских площадях они отсутствуют.
На начало доманикового возраста рассматриваемая территория представляла собой мелководный шельф, на конец – относительно глубоководную впадину. В течение верхнефранского времени происходило неоднократное сокращение площади относительно глубоководной впадины и отступление её границ к востоку. На борту некомпенсированной впадины получили распространение рифогенные отложения. Рифовые постройки имеют место и на Западно-Лекейягинской структуре. Уральский орогенез сопровождался подъемом, глубоким перерывом в осадконакоплении и нивелировании приподнятых территорий. Это выразилось, в отсутствии на Северо-Сарембойской площади отложений от верхнего карбона до верхней перми включительно, а на Западно-Лекейягинской площади размыву подвергались и отложения среднего карбона.
На структурном плане подошвы триасовых отложений Сарембой-Лекейягинский вал проявляется морфологически также отчетливо, как и в нижележащих горизонтах.
Структура осадочного чехла по юрско-антропогеновым образованиям имеет достаточно простой плащеобразный характер с незначительными превышениями.
В 2008 г. выполнена работа «Изучение строения Западно-Лекейягинского месторождения по горизонтам осадочного чехла и построение 3Д интегрированных моделей залежей месторождения на основе сейсмической инверсии и геостатистического моделирования (по материалам с/п № 1700 ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед, 2004 г.)» (Э.В. Чайковская, ООО «Парадайм Геофизикал», 2008 г.).
Результаты изучения строения площади по опорным отражающим горизонтам представлены набором структурных карт, охватывающим стратиграфический диапазон от нижнего палеозоя (ОГ V в отложениях среднего ордовика) до мезозоя включительно (ОГ Б в кровле триаса). В строении осадочного чехла принимают участия три структурных этажа:
нижний – нижнепалеозойско-нижнедевонский, охарактеризованный структурными построениями по отложениям ордовика - ОГ V(O2-3), нижнего силура - ОГ IV1(S1), верхнего силура – ОГ IV2(S2) и нижнего девона - ОГ III1(D1l);
средний – среднедевонско-триасовый, строение которого изучено по отложениям среднего – ОГ III2(D2) и верхнего девона – ОГ IIIdm (D3sr), IIIf3(D3f3), IIIfm(D3fm), карбона – ОГ IIt(C1ks), IIv(C1v), IIs(C1s), триаса – ОГ Б (J2под.);
верхний - юрско-антропогеновый, охарактеризованный ОГ Б в подошве.
В разрезе осадочного чехла площади исследований выделены автохтонная и аллохтонная части. Собственно автохтон площади, не затронутый надвиговыми дислокациями, представлен нижнепалеозойско - нижнекаменноугольной частью разреза. Характерной особенностью строения автохтона является смещение наиболее возвышенных участков рельефа (снизу вверх по разрезу) в северо-западном направлении. То же самое происходит и со сводовой частью Западно-Лекейягинской структуры.
Самой верхней ненарушенной поверхностью автохтона является кровля косьвинского горизонта (ОГ IIt). Отложения карбона-триаса, залегающие над косьвинским горизонтом (ОГ IIv, IIs, Б), выполняют как автохтонную, так и аллохтонную (первая и вторая пластины передовых надвигов) части разреза. Поверхностью тектонического срыва (детачмента) являются глины кожимского надгоризонта. В восточной части площади, в районе скв. 31-Тамяха, аллохтон Вашуткино-Талотинского надвига сложен отложениями силура – девона, тектонический срыв при формировании этого надвига происходил по сульфатно-карбонатным породам ордовика.
Характеристика современного рельефа площади и собственно Западно-Лекей-ягинской структуры в отчете 2008 г. приводится по 12-ти опорным отражающим горизонтам, а также по целевым отражающим горизонтам в продуктивных интервалах разреза.
Основные изменения в геологическом строении территории, по сравнению с результатами предшествующей интерпретации данной съемки 3D компанией ПетроАльянс, касаются нижнедевонско-каменноугольного интервала разреза в автохтонной части площади. В отложениях нижнего девона – карбона по результатам работ (2008 г.) Западно-Лекейягинская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, замкнутую на площади исследований, свод которой вверх по разрезу последовательно смещается в северном направлении. По результатам предшествующих работ структура размыкалась - в отложениях нижнего девона на юге, а в отложениях карбона (косьвинский горизонт) - на севере площади работ. По отложениям ордовика – верхнего силура Западно-Лекейягинское поднятие так же, как и ранее, раскрывается в южном направлении, за пределы съемки. В северной части площади, к востоку от него, выделяется структурный нос, предположительно являющийся южной периклиналью Северо-Енганехойской структуры.
Характеристика структуры по основным горизонтам
Отражающий горизонтОГ III1(D1l)приурочен к кровле ангидрит-доломитовой толщи лохковского яруса нижнего девона,залегает в интервале глубин 2715 – 3990 м. Кровля лохковского яруса регионально погружается в север-северо-восточном направлении. Западное крыло Западно-Лекейягинской структуры в пределах съемки 3D не замкнуто. Центральный и южный куполы Западно-Лекейягинской структуры по изогипсе минус 2775 м объединяются в единую складку. На севере обособляется небольшое поднятие куполовидной формы.
Структурный план по отражающему горизонту III2, приуроченному к кровле среднедевонских отложений, представляет собой брахиантиклинальную складку, осложненную тремя куполами самый высокий из которых – центральный – имеет амплитуду более 75 м и оконтуривается изогипсой минус 2600 м. Северный купол при небольших размерах имеет амплитуду более 25 м. Купол в южной части структуры погружен относительно двух вышеописанных на 25 м.
Нефтегазоносность
Западно-Лекейягинское месторождение расположено в пределах Верхнеадзьвинского нефтегазоносного района (НГР), входящего в состав Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от верхнего силура до нижнего карбона включительно. Распределение залежей углеводородов неравномерно как по площади, так и по разрезу. Вертикальное и площадное распространение пород-коллекторов и экранирующих толщ связано с ритмичностью осадконакопления. Периодичность осадконакопления обусловлена чередованием трансгрессий и регрессий седиментационных бассейнов.
Здесь открыты Северо-Сарембойское (S, D1l-I, D1l), Тобойско-Мядсейское: Тобойский участок (D1l, D1p, D2ef, D3tm1, D3tm2, D3f, C1t), Мядсейский участок (D1l, D2ef, D3f), Медынский участок (D1l, D1p, D3tm1, D3f), Перевозный участок (D1l, D3tm1, D3f, D3fm+C1t) и др. нефтяные месторождения.
Залежи приурочены к различным типам ловушек – структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому.
В осадочном чехле Варандей-Адзьвинской зоны и примыкающих к ней районов выделен ряд нефтегазоносных комплексов.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Образования верхнего ордовика и нижнего силура в пределах месторождения и Варандей-Адзьвинской зоны не вскрыты.
Верхнесилурийские отложения имеют отчетливое циклическое строение, обусловленное резкой и частой сменой обстановок осадконакопления: от условий засоленной лагуны до нормально морских, что и определяет развитие коллекторов и покрышек. Пласты коллекторы приурочены к трансгрессивным этапам, покрышки к регрессивным.
На Северо-Сарембойском месторождении, расположенного в непосредственной близости от Западно-Лекейягинского месторождения в верхнесилурийских отложениях открыта залежь нефти в р-не скв. 16 (S). Залежь пластовая, сводовая литологически ограниченная. Покрышкой для залежи служат аргиллиты и мергели нижнего девона.
Приток нефти из отложений верхнего силура получен также в скв. 65 Западно-Лекейягинского месторождения. При опробовании интервала 3553-3609 м в процессе бурения с помощью МИГ-127 за 88 мин. при депрессии 16,2 МПа получен приток нефти в объеме 0,75 м3. При испытании этих отложений в колонне получены притоки фильтрата глинистого раствора с пленкой нефти, максимальным дебитом 0,29 м3/сут при Нср.д.=1480 м (инт. 3570-3580 м). Плотность нефти в стандартных условиях 846,3кг/м3, в пластовых - 784 кг/м3, вязкость пластовой нефти 2,56 мПа×с. Пористость коллекторов по ГИС 8,5-12%, проницаемость по гидродинамике – 7,9 мД.
По результатам исследований в разрезе нижнего девона выделены отложения лохковского и пражского ярусов. В составе лохковского яруса достаточно отчетливо прослежены пачки различного состава: карбонатная овинпармского горизонта, глинисто-карбонатная и ангидрито-доломитовая сотчемкыртинского горизонта.
Продуктивность лохковского яруса в основном связана с известняками и доломитами карбонатной толщи овинпармского горизонта. Залежи нефти открыты на Северо-Сарембойской, Сарембойской, Лабоганской, Осовейской, Хосолтинской, Подверьюской, Нядейюской, Хасырейской, Перевозной, Медынской, Тобойской, Мядсейской площадях. Покрышкой служит глинисто-доломитовая пачка сотчемкыртинского горизонта. Однако данная толща по своему литолого-петрографическому составу может являться как покрышкой, так и коллекторской толщей. Толща является экраном, когда в ее составе на 80% преобладают седиментационные доломиты и домериты с прослоями аргиллитов, отсутствием трещиноватости. Во втором случае с увеличением в составе до 20% и более вторичных доломитов и значительной трещиноватости плотных пород данная толща является низкоемким резервуаром для залежей нефти. Притоки нефти получены в скв. 3, 7, 9, 13 на Нядейюской и в скв. 34 на Хасырейской площади.
Залежи нефти, выявленные на Тобойско-Мядсейском месторождении (Мядсейский, Тобойский, Медынский и Перевозный участки) связаны с карбонатными отложениями пачки II, в разрезе которой хорошо прослеживаются пять пластов (сверху – вниз): А, Б, В, Г, Д. К этим пластам и приурочены залежи нефти. По результатам испытаний дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 2,8 (скв. 6 Перевозная) до 653 м3/сут (скв. 47 Мядсейская). Флюидоупором служат глинистые карбонаты пачки III. По нижнедевонским продуктивным отложениям все площади Медынского вала объединены в единое Тобойско-Мядсейское месторождение.
Залежи приурочены к вытянутой валообразной структуре, осложненной Мядсейской складкой на юго-востоке и Восточно-Тобойско-Перевозной складкой на северо-западе. На севере все залежи экранированы амплитудным (до 400 м) тектоническим нарушением северо-западного направления (разлом «И»). Тобойская структура имеет характер структурного носа. Медынская структура представляет собой грабен, разбитый системой тектонических нарушений северо-западного направления на отдельные блоки.
На Северо-Сарембойском месторождении залежи нефти открыты в верхней (D1ℓ) и средней (D1ℓ-I) частях карбонатной толщи овинпармского горизонта. Залежи нефти пластовые, тектонически нарушенные и литологически ограниченные.
На Западно-Леккеягинском месторождении верхняя часть карбонатной толщи сложена доломитами перекристаллизованными, кавернозными и пористыми. В данных отложениях открыта залежь нефти D1ℓ. Залежь изучена всеми пробуренными скважинами. По типу пластовая сводовая. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 3163 м. Дебиты варьируют в широком пределе от 0,40 м3/сут (скв. 47) до 110,2 м3/сут на 10 мм штуцере (скв. 62). Пористость и проницаемость по керну в среднем составляют 8,1% и 3,7 мД соответственно. По материалам ГИС средневзвешенное значение пористости составляет 9,4 %, нефтенасыщенности - 68%.
Флюидоупором служат отложения сотчемкыртинского горизонта, представленные глинисто-карбонатной, в нижней ее части, и ангидрито-доломитовой, в верхней части разреза.
В пластовых условиях нефть залежи D1ℓ недонасыщена газом, давление насыщения при пластовом давлении 33,0-33,7 МПа составляет 8,65 МПа, нефть имеет плотность 0,815 г/см3 (ОР), вязкость – 6,86 мПа´с, коэффициент сжимаемости нефти – 8,6 МПа×10-1. Разгазированная нефть утяжеленная (плотность при 200С - 0,8746 г/см3) и повышенной вязкости 108,7 мкм2/с, смолистая – 7,74%, высокопарафинистая –6,68%, сернистая – 0,73%.
Верхнюю часть нижнедевонских отложений представляют пражские карбонатно-терригенные осадки, завершающего регрессивного нижнедевонского цикла осадконакопления. Пражский ярус сложен терригенными отложениями в его нижней части и доломитами с прослоями ангидритов - в верхней.
Продуктивными терригенные отложения являются на Тобойском (D1p) и Медынском (D1p) участках. Залежи пластовые сводовые, литлогически ограниченные. По материалам ГИС средневзвешенные значения пористости составляют 12,3-14,0%, нефтенасыщенности – 76,2-85,3%.
Флюидоупором служат глинисто-карбонатные плотные породы верхней части пражского яруса.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Современное площадное развитие данного комплекса, его стратиграфический объем и толщины в значительной мере предопределены амплитудой предтиманского размыва. Отложения среднего девона в объеме эйфельского яруса установлены на Мядсейском, Тобойском участках и Западно-Лекейягинском месторождении, где к данным отложениям приурочены залежи нефти. Коллекторами являются кварцевые песчаники. Флюидоупором являются межпластовые пачки карбонатно-глинистых пород.
Залежи нефти на Мядсейском и Тобойском участках пластовая сводовая и пластовая, литологически ограниченная.
На Западно-Лекейягинском месторождении выявленная залежь нефти D2 пластовая сводовая, литологически ограниченная. Подробная характеристика залежи приводится в подразделе 5.2.
Отложения тиманского и саргаевского горизонтов франского яруса распространены по всей территории исследования, имеют преимущественно карбонатно-терригенный состав. Промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами-коллекторами тиманского горизонта на Седьягинской площади вала Сорокина, Тобойском, Медынском и Перевозном участках Тобойско-Мядсейского месторождения и Западно-Леккеягинской площади. На Тобойском участке выявлены три залежи нефти в отложениях D3tm2 и D3tm1 (основная залежь и р-он скв. tb65). Залежи пластовые сводовые, пластовые литологически ограниченные и тектонически экранированные.
Залежи в отложениях D3tm1 на Медынском (одна залежь) и Перевозном (две залежи: р-он скв. pr6 и р-он скв. pr7) участках пластовые, тектонически экранированные.
В целом песчаные пласты коллекторы имеют линзовидное строение, нередко на коротких расстояниях замещаются на алеврито-глинистые породы. Локальными покрышками для залежей являются межпластовые глинистые и глинисто-карбонатные породы.
Региональной покрышкой для комплекса служат карбонатно-глинистые отложения тиманско-саргаевского горизонтов.
На Западно-Лекейягинском месторождении залежь нефти приурочена к песчаному пласту, залегающему в средней части нижне-тиманского горизонта франского яруса верхнего девона (D3tm). Залежь пластовая, литологически ограниченная. Залежь нефти вскрыта скважинами 46, 47, 61, 63, 67, 306, 319, 315, 320. В контуре нефтеносности расположены скважины – 47, 63, 306, 315, 320. Приток безводной нефти получен в скв. 47 при опробовании интервала 2505-2579 м (абс.отм. минус 2483,1-2557,1 м) дебитом 61,5 м3/сут при депрессии на пласт 12,0 МПа. Водонефтяной контакт (уровень подсчета) принят на абсолютной отметке минус 2549 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 47. Коллекторы представлены серыми, карбонатными песчаниками. Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения тиманско-саргаевского горизонта.
Нефтенасыщенная часть залежи керном освещена плохо. Пористость и проницаемость не определялись.
По материалам ГИС средневзвешенное значение пористости составляет 14,2% (диапазон изменений 10,3-16,5%), нефтенасыщенность - 80,0%.
В пластовых условиях нефть залежи недонасыщена газом, давление насыщения при пластовом давлении 23,4 МПа составляет 3,5 МПа, имеет плотность 0,860 г/см3, вязкость – 17,2 мПа´с, коэффициент сжимаемости нефти – 8,9 МПах10-1. Разгазированная нефть средней плотности 0,8681 г/см3 и высокой вязкости 110,28 мкм2/с, высокосмолистая – 15,56%, парафинистая –4,73%, сернистая – 0,55%.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Доманиково-турнейский нефтегазоносный комплекс развит по всей территории провинции и представлен, главным образом, карбонатными отложениями, состав которых непостоянен и меняется в различных структурно-фациальных зонах.
Характер осадконакопления в позднедевонское время определялся влиянием существующей к началу доманикового времени обширной, относительно глубоководной впадины, по бортам которой на границе с мелководным шельфом во франское время существовали благоприятные условия для формирования карбонатных биогермных построек типа «банок». С такими постройками связаны залежи нефти пласта «D3f» на Мядсейском, Тобойском, Медынском и Перевозном участках Медынского вала.
Коллекторы представлены рифовыми образованиями верхнефранского подъяруса, карбонатными разностями фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона.
На Мядсейском участке с верхнефранскими органогенными постройками связаны 2 залежи нефти – в районе скв. ms1 и ms46, разделенные зоной отсутствия коллекторов. На Тобойском участке выявлена одна залежь нефти, на Медынском участке в разрезе пласта D3f выявлена залежь нефти литологически ограниченная в районе скв. mn3. Залежь нефти D3fПеревозного участка выделена в районе скв.pr7 на поднятом крыле складки, нарушенной амплитудным взбросом.
Покрышкой для залежей нефти пласта D3f служат терригенно-карбонатные толщи верхнего франа (ухтинская свита) и нижнего фамена.
Нижнефаменские карбонатные отложения в пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны непродуктивны.
В позднефаменско-турнейское время на всей территории Варандей-Адьзвинской структурной зоны устанавливается мелководно-шельфовый режим седиментации с карбонатным осадконакоплением. Породы коллекторы представлены известняками органогенно-детритовыми, доломитизированными и глинистыми.
На ближайших к Медынскому валу площадях залежи нефти, связанные с кровлей фаменских и нижней частью турнейских отложений, выявлены в северной части вала Сорокина на Наульском и Лабоганском месторождении. Непосредственно на территории Медынского вала залежи нефти в туренейских и фаменских отложениях выявлены на Тобойском и Перевозном участках. Коллекторы представлены известняками доломитизированными, окремненными, трещиноватыми.
На Тобойском участке залежь нефти приурочена к кровле турнейского пласта (C1t). На Перевозном участке в рассматриваемом комплексе выделено 3 залежи – 2 в турнейском (C1t) и 1 в фаменском (D3fm) пластах. Фаменская залежь в районе скв.pr7 находится на поднятом крыле складки, нарушенной амплитудным взбросом. В турнейском карбонатном пласте выделены залежи как на поднятом, так и на опущенном крыльях складки, нарушенной амплитудным взбросом – районы скв.pr7 и pr6, соответственно. Залежь в районе скв.pr7 гидродинамически связана с нижележащей залежью фаменского продуктивного пласта. Покрышкой для рассматриваемого комплекса служат визейские терригенные отложения кожимского горизонта.
На Западно-Лекейягинском месторождении залежь С1t приурочена к пласту известняков в кровельной части турнейских отложений. Залежь пластовая, сводовая. Водонефтяной контакт принят на отметке минус 1448 м. Размеры залежи составляют 22,5х5,8-2,4 км, высота- 91 м. Дебиты нефти изменяются от 8,2 м3/сут (скв. 68) до 284,3 м3/сут (скв. 63). Нефти тяжелые с плотностью 0,952 г/см2. Коллекторы представлены известняками микро- реже крупнозернистыми, органогенно-детритовыми. Нефтенасыщенная часть залежи керном освещена плохо. Пористость в среднем составляет 12,4%, проницаемость - 16,3 мД. По материалам ГИС средневзвешенное значение пористости составляет 13,0%, нефтенасыщенность - 80,0% .
Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения кожимского надгоризонта визейского яруса. Средняя толщина составляет 122 м.
Нижне-средневизейский НГК
Пласты-коллекторы в разрезе комплекса связаны с песчано-алевролитовыми породами кожимского надгоризонта. Комплексимеет выраженное ритмическое строение: нижняя часть сложена глинисто-алевритовыми породами и песчаниками, обладающими довольно высокими емкостными показателями. Верхняя часть сложена глинисто-карбонатными породами, выступающими в роли локального флюидоупора. Залежь нефти выявлена на Наульской площади вала Сорокина. Дебит составляет 216 м3/сут через штуцер диаметром 11,7 мм.
В пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны продуктивность нижне-средневизейского комплекса не установлена.
Верхневизейско-нижнепермский НГК
Нефтеносность комплекса связана преимущественно с карбонатными фациями ранне- и среднекаменноугольного возраста, ассельско-сакмарского, артинского ярусов нижней перми.
Вехневизейско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс подразделяется на два подкомплекса: первый в объеме окского надгоризонта и серпуховского яруса, второй в объеме среднего карбона и нижней перми.
Признаки нефтенасыщения в коллекторах окско-серпуховских отложений установлены практически на всех площадях вала Сорокина, залежи нефти выявлены только на Лабоганской и Седьягинской (C1s) площадях. Они приурочены к коллекторам в пластах доломита под сульфатной толщей. Дебиты нефти изменяются в пределах 1,09 м3/сут (скв. 16-Седьяга) – 19,65 м3/сут (скв. 42-Лабоганская).
Локальным флюидоупором является сульфатная и карбонатно-сульфатная толщи тарусско-стешевского возраста.
Отложения нижнепермско-среднекаменноугольного возраста, отнесенные к верхнему нефтегазоносному подкомплексу, частично отсутствуют на площадях Медынского вала. Продуктивны они на вале Сорокина. Месторождения нефти на Варандейской, Торавейской, Южно-Торавейской, Наульской, Лабоганской и Седьягинской площадях связаны с ассельско-сакмарскими и артинскими отложениями. Экраном для нижележащих залежей служат терригенные отложения кунгурского яруса.
На Тобойском и Перевозном участках Медынского вала наблюдается нефтенасыщение по ГИС известняков среднекаменноугольного возраста, однако при испытаниях в процессе бурения притоки нефти не получены. Только в скв.pr3024 (Перевозная) были отмечены признаки нефтенасыщения коллекторов – слабый приток сильногазированного фильтрата глинистого раствора с радужной пленкой нефти. При испытании среднекаменноугольных известняков в скв. tb11, tb32, tb35, mn81 признаков нефтенасыщения пластов не обнаружено.
На Западно-Лекейягинском месторождении отложения перми отсутствуют, среднекаменноугольные отложения представлены в сокращенном объеме. Признаков нефтеносности комплекса на месторождении не установлено.
Пермско-триасовый НГК
На площадях Медынского вала комплекс представлен в сокращенном виде в объеме терригенных триасовых отложений. Верхнепермские отложения продуктивны на Лабоганском и Южно-Торавейском месторождениях вала Сорокина. Коллекторами являются высокопористые песчаники прибрежно-морского происхождения. Дебиты нефти составляют 4,34 - 13 м3/сут. Нефти тяжелые (плотность 0,965 г/см3), высоковязкие – 2247,8 мкм2/с.
Залежи нефти, приуроченные к континентальным отложениям нижне-среднетриасового возраста, открыты на Варандейском и Торавейском месторождениях. Коллекторами служат песчаники, генетически связанные с русловыми фациями. Дебиты нефти изменяются в широких пределах от 0,638 до 36 м3/сут. Плотность нефти 0,880-0,987 г/см3.
В пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны нефтепроявлений в этом комплексе не отмечалось.
Характеристика залежи нефти D2 в отложениях среднего девона.
По результатам корреляции в разрезе эйфельских отложениий среднего девона D2ef выделяются снизу вверх два пласта D2-1 и D2-2, между которыми имеется выдержанная перемычка глинистых пород толщиной 3-10 м. Залежь нефти приурочена к пласту D2-2 (залежь D2), залегающему в подошве среднедевонских отложений.
В контуре нефтеносности расположено семь скважин (47, 63, 69, 306Н, 312, 315, 320D).В скважине 315 в интервале 1441-3585 м каротаж ограничен записью ГК, поэтому выделить коллектора не представляется возможным. В скважинах 316, 46, 41, 67, 68, 66 по данным ГИС установлены водонасыщенные коллекторы. В скважинах 62, 65, 319Н коллектора отсутствуют.
Пласт опробован в пяти скважинах. В перфорированной колонне были получены притоки нефти дебитами от 7,3 (скв. 47) до 4,8 м3/сут (скв. 69) (компрессирование). При работе на УЭЦН (после освоения, СКО) скв. 69 работала со средним дебитом 15 т/сут (инт. перфорации 2641-2653 м, абс. отметки минус 2625- минус 2637 м). Приток пластовой воды дебитом 0,49 м3/сут получен при испытании в колонне скв. 46. В скважинах 65 и 67 при опробовании притоков не получено. В скважинах 63 и 66 опробование проведено выше интервалов залегания пласта D2-2 (Табл. 3.2).
Продуктивные отложения залегают в интервале глубин от 2643,2 до 3359,0 м (абс. отметки минус от 2605 до 2647 м), средняя глубина залегания – 2663,3 м.
Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0 на контуре до 8,4 м (скв.69). В продуктивной части данного пласта прослеживается от 1 до 5 проницаемых прослоев. Коэффициент песчанистости составляет 0,751. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,7 м.
Уровень подсчета, как и в предыдущем подсчете (2001 г), принят на отметке минус 2647 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, выделенного в скв. 47.
Залежь приурочена к присводовой части структуры. На западе и юге ограничена линиями замещения проницаемых песчаников плотными породами.
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, литологически ограниченная. Высота залежи 47 м, размеры – 8,25´1,25-4,0 км (Граф. 12).
Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения эйфельского яруса толщиной до 80 м.
Источник: Оперативный подсчёт запасов по разрабатываемым месторождениям ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Оперативный подсчёт запасов УВС по залежи D2 Западно-Лекейягинского месторождения по состоянию на 01.01.2016 г. Лицензия НРМ 15689 НЭ. Договор № 9/2016. Истомина З.А., Аксеновская С.В., Шеремет М.В., и др. 2016