Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 5.71 км²
Западно-Сюрхаратинское месторождение
В административном отношении Западно-Сюрхаратинское месторождение находится в центральной части Ненецкого автономного округа Архангельской области.
Ближайший населенный пункт – пос. Хорей-вер расположен в 60 км к юго-востоку; г. Нарьян-Мар находится в 168 км к западу; в 85 км юго-западнее расположен пос. Харьяга. Ближайшим разрабатываемым месторождением является Тэдинское, расположенное в 15 км на юго-восток.
Западно-Сюрхаратинское месторождение расположено на северо-восточной окраине Восточно-Европейской равнины, в центральной части Большеземельской тундры, за полярным кругом.
Местность представляет собой безлесную ландшафтную зону субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью, низкорослыми травами, карликовыми (до 0.8 м) деревьями и редкими кустарниками.
Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента и осадочного чехла, представленные протерозойскими, палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями.
Разрез осадочного чехла рассматриваемого района изучен глубоким бурением от нижнего силура до четвертичных отложений включительно.
Ордовикская система – О
Ордовикская система подразделяется на отделы: нижний, средний и верхний. Она слагает основание палеозойского осадочного чехла, с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на рифей-вендском осадочно-вулканогенном метаморфизованном комплексе. В пределах исследуемой территории ордовикские отложения глубокими скважинами не вскрыты.
Силурийская система – S
Силурийские отложения с размывом залегают на верхнеордовикских и представлены двумя отделами: нижним и верхним. В непосредственной близости от участка работ отложения силура вскрыты скважинами 2-Сюрхаратинская, 1-Янемдейская и 1-Средне-Янемдейская, 1-Сейноргояхинская.
Нижний отдел – S1
В разрезе нижнего силура установлены лландоверийский и венлокский ярусы. Лландоверийский ярус подразделяется на джагальский и филиппъельский горизонты, а в объёме венлокского яруса выделяется седьельский горизонт. Отложения седъельского возраста представлены в верхней части вскрытого разреза доломитом серым, светло-серым, скрытокристаллическим, массивным, крепким, трещиноватым, трещины преимущественно вертикальные с тонкими до 3 см прослойками темно-серого аргиллита, без признаков нефтегазонасыщенности. В нижней части вскрытого разреза - известняком темно-серым, с буроватым оттенком, мелко- скрытокристаллическим, доломитизированным, крепким, массивным, трещиноватым, по трещинам примазки глинисто-аргиллитового материала, с сильным запахом сероводорода по свежему сколу, без признаков нефтегазоносности. Вскрытая мощность составляет 132-238 м.
Верхний отдел – S2
К востоку от Западно-Сюрхаратинской площади верхнесилурийские отложения в объеме лудловского яруса вскрыты скважиной 2-Сюрхаратинская.
Литологически отложения гердъюского горизонта по описанию керна представлены известняком доломитизированным и доломитом серым, до темно-серого, скрытокристаллическим, крепким, слаботрещиноватым, в конце слоя окрашенным, по трещинам налет темно-серого глинисто-алевролитового материала, с единичными точечными включениями пирита, без признаков нефтегазоносности. Мощность отложений в данной скважине составила 37 м.
Отложения гребенского горизонта представлены известняком доломитизированным, светло-серым, со слабым зеленоватым оттенком, тонко-скрытозернистым, массивным, крепким, с единичными стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом черного цвета, соленый, без признаков нефтегазонасыщения.
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах рассматриваемой площади представлены только верхним отделом. Породы нижнего и среднего отделов полностью размыты в предфранское время.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские, преимущественно карбонатные, отложения с глубоким размывом залегают на нижнесилурийских карбонатах и со стратиграфическим несогласием перекрываются отложениями визейского яруса нижнего карбона. В составе отдела выделяются франский и фаменский ярусы. Вскрытая толщина верхнедевонских отложений в скв. 1-Западно-Сюрхаратинская составляет 532 м.
Франский ярус – D3f
В составе яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы. В скважине 1-Южно-Баяндыская вскрытая толщина франских отложений составляет 122 м.
Нижнефранский подъярус – D3f1
Отложения тиманского горизонталитологически представлены аргиллитом зеленовато-серым, излом оскольчато-раковистый, плотным, плитчатым, с единичными плоскостями скольжения, с пропластками аргиллита буроватого цвета.
Среднефранский подъярус – D3f2
Саргаевскиеотложенияпо описанию керна скважины 1-Сейнорогаяхинская (долб. 14, интервал 3885-3899 м) представлены переслаиванием известняка серого, зеленовато-серого, плотного, массивного, трещиноватого, трещины выполнены зеленоватым аргиллитовым материалом с аргиллитом буровато-коричневым, плотным, плитчатым, слабоизвестковистым, с резкими плоскостями скольжения с раковистым изломом, слабослюдистым.
Доманиковый горизонт (D3dm) слагается серыми крупнокристаллическими сильнотрещиноватыми известняками, с примазками по трещинам темного глинистого материала, с отдельными кавернами выщелачивания. Толщина отложений возрастает к северу от 8м (скв. 1-Янемдейская) до 65 м (скв. 1-Сейнорогаяхинская).
Верхнефранский подъярус – D3f3
Верхнефранские отложения представлены в объеме нерасчлененных евлановского и ливенского горизонтов (D3ev+lv). Верхнефранские отложения представлены на изучаемой территории мелководношельфовыми и рифовыми фациями, а также толщами заполнения преимущественно глинистого состава.
Депрессионные ветласянские отложения в разрезе отсутствуют.
В сирачойское время происходило формирование карбонатных банок. Заполнение некомпенсированных впадин приходится на евлановско-ливенское время. Но, на Тэдинском, Сюрхаратинском и других площадях развитие карбонатных банок наблюдается до конца франского века, что связано с отсутствием поступления обломочного материала.
Рифовый тип разреза изучен скважинами Тэдинского месторождения. По описанию керна скважины 1-Тэдинская (долб. 19, интервал 3575-3589 м) нерасчлененные верхнефранские отложения представлены известняком серым до светло-серого, от мелко- до крупнокавернозного, среднезернистым, слаботрещиноватым, мучнистым, с сильным запахом сероводорода по свежему сколу.
Толщина верхнефранских отложений изменяется от 301 м (скв. 1-Сейнорогаяхинская) до 324 м (скв. 1-Янемдейская).
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представлены в полном объеме в составе нижнего, среднего и верхнего подъяруса. Толщина фаменских отложений составляет 410 м.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Представлен в объеме нерасчлененных задонского и елецкого горизонтов. Толщина отложений составляет 220 м.
Накопление осадочного материала в нижнефаменское время для данной территории происходило в условиях мелководного шельфа. По описанию керна скважины 40-Тэдинская (долб. 2-3) литологически отложения верхней части разреза нижнего фамена представлены известняком серым, светло-серым, зернистым, водорослевым (стоматолитоподобным), массивным, плотным, крепким, с микротрещинами, заполненными темно-серым глинистым материалом, с отпечатками раковинчатой фауны, с единичными порами и кавернами (до 2 мм). По керну на свежем сколе отмечается сильный запах нефтяного газа.
По описанию керна скважины продуктивные отложения - обломочные известняки мелководных отмелей (пласт D3fm-IIa, D3fm-III). Они разделяются прослоями практически непроницаемых доломитистых микритовых известняков межприливной зоны и органогенно-детритовыми трансгрессивными известняками с резко невыдержанными коллекторскими свойствами. Была установлена отчетливая цикличность в строении разреза, обусловленная сменой периодов постепенно развивающихся регрессий, вплоть до субаэральной переработки, кратковременными трансгрессиями.
Среднефаменский подъярус – D3fm2
В составе среднефаменского подъяруса выделяется усть-печорский горизонт. Отложения представлены известняком серым до темно-серого, мелкокристаллическим, массивным, плотным, сильно глинистым, участками до перехода в аргиллит темно-серый с частыми прослоями включениями аргиллита, с обломками раковинчатой фауны, без признаков нефтегазонасыщения. Толщина отложений составляет 45 м.
Верхнефаменский подъярус – D3fm3
Подъярус представлен в объеме нерасчлененных зеленецкого и нюмылгского горизонтов. Толщина отложений составляет 135 м.
Отложения представлены известняком светло-буровато-серым, скрыто-кристаллическим, органогенно-детритовым, слабодоломитизированным, неравномерно глинистым, горизонтально-волнистослоистым, плотным, крепким, с включениями раковин брахиопод и мелких (1-2 см) гнезд белого ангидрита.
Каменноугольная система – С
В составе системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний, общей толщиной 482 м.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения с размывом залегают на верхнедевонских известняках и представлены визейским и серпуховским ярусами. Отложения турнейского яруса уничтожены предвизейским региональным размывом.
Визейский ярус – C1v
Визейские отложенияв объеме окского горизонта сложены известняками, прослоями доломитизированными и органогенно-обломочными, иногда содержат прослои аргиллитов и мергелей. В основании толщи залегает пласт карбонатных гравеллитов, сильно перемятых, с многочисленными субгоризонтальными и полого наклонными зеркалами скольжения и остатками растительного детрита. Обломочный материал представлен галькой аргиллитов и карбонатов, имеются включения сидерита. Толщина визейских отложений составляет 133 м.
Серпуховский ярус – C1s
Нижняя часть серпуховских отложений представлена неравномерным чередованием доломитов, ангидритов, известняков и реже мергелей. Формирование нижнесерпуховских отложений происходило в мелководных условиях морской лагуны с повышенной соленостью, что обусловило накопление сульфатно-доломитовой толщи. Нижняя граница принята в основании пласта с высокой гамма активностью, который является региональным репером.
Верхняя часть серпуховских отложений представлена карбонатными отложениями и литологически сложена преимущественно известняками с прослоями доломитов в нижней части и маломощными пропластками глин. Известняки глинистые, местами мелко-кавернозные, плотные, крепкие. Каверны выполнены бурым битумом и светло-серым кальцитом. Доломиты чаще вторичные, с реликтово-органогенной структурой, местами окремненные, выщелоченные, неравномерно мелко-кавернозные, прослоями сильно пористые. Трещины и, частично, каверны залечены сульфатами.
Средний + верхний отделы – С2-3
Разрез сложен карбонатными породами с прослоями глин и аргиллитов. Литологически отложения представлены известняками светло-серыми до темно-серых, органогенно-обломочными, окремненными, плотными, участками глинистыми, доломитизированными. В пределах Хорейверской впадины мощности верхнего карбона изменяются в широких пределах, что определяется различной степенью размыва.
Толщина нерасчлененных отложений составляет 212 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов и согласно залегают на верхнекаменноугольных отложениях. Толщина пермских отложений в скважине 1-Западно-Сюрхаратинская составляет 587 м.
Нижний отдел – Р1
В составе нижнего отдела перми, представленного морскими карбонатными и карбонатно-терригенными отложениями, выделены ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Толщина нижнепермских отложений составляет 308 м.
Ассельский+сакмарский ярусы – Р1а+s
На рассматриваемой территории ассельский+сакмарский ярусы имеют повсеместное распространение. Они согласно залегают на известняках верхнего карбона.
На большей части территории ярусы представлен терригенно-карбонатными породами относительно глубоководной иловой фации с характерным ритмичным переслаиванием разностей известняков с волнистыми и линзовидно-волнистыми текстурами. В разрезах преобладают тонкозернистые с глинистой примесью известняки темно-серые, коричневато-серые, с частыми переходами по слою в мергели темно-серые, тонкозернистые. Органогенно-детритовые и органогенно-обломочные разности присутствуют в виде прослоев.
В нерасчлененных отложениях ассельского и сакмарского ярусов отчётливо прослеживаются две литологические пачки. Нижняя пачка сложена известняками с прослоями мергелей. Верхняя пачка представлена аргиллитами с прослоями мергелей и глинистых известняков. Толщина нерасчлененных отложений ассельско-сакмарского ярусов 81 м.
Артинский ярус – Р1ar
В составе отложений артинского яруса по материалам ГИС отчётливо прослеживаются две литологические пачки: нижняя карбонатно-терригенная и верхняя - сложенная преимущественно известняками детритовыми и глинистыми с переходами в карбонатно-алевролито-глинистые породы. Породы, как правило, окремненные, неравномерно перекристаллизованные. Алевролиты серые и зеленовато-серые глинистые, известковистые. Аргиллиты серые алевритовые, известковые, комковатые. Известняки неравномерноглинистые и алевритовые, прослоями органогенные.
Толщина артинского яруса составляет 94 м.
Кунгурский ярус – Р1k
Отложения представлены толщей переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников. В кровельной части яруса залегают преимущественно песчаники. Нижняя часть разреза сложена преимущественно алевролитами. Песчаники зеленовато-серые, мелкозернистые, тонкогоризонтальнослоистые, слюдистые по наслоению, участками массивные, известковистые, плотные, крепкие, слабоглинистые, с частыми прослоями аргиллитов. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, слабослюдистые и алевритистые, участками слабоизвестковистые, с включениями гнезд пирита и растительных остатков. Алевролиты серые, мелкозернистые, глинистые, плотные, участками известковистые. Толщина кунгурских отложений 133 м.
Верхний отдел – Р2
В составе отдела выделяются уфимский (P2u) и нерасчлененные казанский и татарский ярусы (P2kz+t),представленные терригенными образованиями прибрежно-морского и континентального генезиса. Толщина отложений составляет 278 м.
Уфимский ярус – Р2u
Осадконакопление в уфимское время происходило в дельтовых и прибрежно-морских условиях.
Отложения яруса отчётливо подразделяются на две литологические пачки: нижнюю сероцветную глинисто-песчаниковую и верхнюю - пестроцветно-красноцветную, преимущественно глинистую. Толщина уфимского яруса 174 м.
Казанский +татарский ярусы – Р2kz+t
Нерасчлененные казанско-татарские отложения залегают согласно на уфимских и представлены континентальными красноцветно-сероцветными песчано-алевритово-глинистыми породами. Осадконакопление происходило в условиях аллювиальной равнины. Верхняя часть разреза литологически представлена переслаиванием алевролитов зеленовато-темно-серых, мелкозернистых, участками горизонтальнослоистых, плитчатых, плотных и песчаников зеленовато-серых, мелко-среднезернистых, горизонтально-слоистых, иногда массивных, по плоскостям наслоения обильно-слюдистых, с углефицированными остатками растений.
Нижняя - глинистая пестроцветно-красноцветная, соответствующая, по-видимому, нижнему подъярусу казанского яруса, сложена переслаивающимися глинами и алевролитами с прослоями песчаников и известняков, с редким, часто ожелезненным, растительным детритом.
Верхняя - пестроцветно-сероцветная толща соответствующая нерасчлененным верхнеказанским-татарским ярусами представлена переслаиванием с переходами в чередование песчаников, алевролитов и глин, с прослоями углистых глин и углей, с растительными остатками и пресноводной фауной.
Толщина казанско-татарских отложений составляет 105 м.
Мезозойская группа – Mz
Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами.
Триасовая система – Т
Континентальные триасовые отложения являются сложно построенной толщей, накопление которой происходило на территории Хорейверской впадины в условиях низменных и возвышенных равнин. В пределах изучаемой площади преобладали аллювиальные и озёрно-аллювиальные обстановки.
Триас представлен всеми тремя отделами, сложен континентальными терригенно-глинистыми отложениям, общей толщиной 1001 м. Триас со стратиграфическим несогласием залегает на казанско-татарской сероцветной толще верхней перми.
В нижнем триасе выделяются красноцветные чаркабожская и харалейская свиты, в среднем и верхнем отделах триаса пестроцветная ангуранская и сероцветная нарьянмарская свиты.
Чаркабожская свита – T1cb
Свитасложена в нижней части (нижняя подсвита) глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песчаников мощностью до 10 м. Отложения литологически представлены переслаиванием глины коричневой с включениями зеленовато-серого алеврито-песчанистого материала и песчаника зеленовато-серого, мелко-среднезернистого, с включениями гальки глины красновато-бурой до 1 см в диаметре. В верхней части (верхняя подсвита) глины, песчаники и алевролиты, переслаивающиеся между собой. Песчаники полимиктовые, неравномерно известковистые, участками с прослоями карбонатных песчаников. Толщина свиты составляет 294 м.
Харалейская свита – T1hr
Отложения свиты представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Доминирующее положение занимают глины шоколадно- и красно-коричневые. Алевролиты красно-бурые, глинистые. В подошве залегают песчаники зеленовато-серые, глинистые, слюдистые, разнозернистые, с окатышами глин, гравием кремня. Толщина свиты составляет 49 м.
Ангуранская свита – T2an
Отложения свиты залегают на подстилающих нижнетриасовых отложениях без существенных перерывов и сложены ритмичным чередованием пачек песчаников и песчано-алевритово-глинистых пород. Глина пестроцветная, неравномерно алевритистая, со сферолитами сидерита, железистыми бобовинами с прожилками лептохлоритов, с растительными остатками. Песчаники и алевролиты серые, полимиктовые, глинистые, слюдистые. Толщина отложений составляет 223 м.
Нарьянмарская свита – T2-3nm
Отложения нарьянмарской свиты представлены ритмичным переслаиванием мощных пластов песчаников с пластами песчано-алевритово-глинистых пород. Песчаники серые, полимиктовые, мелко-среднезернистые, глинистые. Алевролиты серые, неравномерно глинистые, слюдистые с мелкими сферолитами сидерита. Глина серая, алевритистая, с растительным детритом. Толщина свиты составляет 435 м.
Юрская система – J
Юрские отложения со значительным стратиграфическим несогласием залегают на отложениях верхнего триаса. В Хорейверской впадине в юре присутствуют отложения всех трёх отделов. Нерасчленённые отложения нижней-средней юры представлены континентальными олигомиктовыми песками светло-серыми до белых, в подошве разнозернистыми с галькой и гравием, с маломощными прослоями тонкослоистой глинисто-алевритовой породы с растительными остатками. Отложения келловейского яруса, вероятно, со стратиграфическим несогласием залегают на нижележащей толще и представлены алевролитами и глинами, с редкими прослоями песчаников, мергелей. В породах содержится пирит, конкреции сидерита, углефицированная древесина. В верхнем отделе выделяются оксфордский, кимериджский и волжский ярусы. Общая толщина юрских отложений составляет 362 м.
Меловая система – К
Меловые отложения представлены нижним отделом. Выделены берриасский, валанжинский, готеривский и барремский ярусы, и нерасчлененные континентальные апт-альбские глинисто-песчаные отложения, содержащие комплекс миоспор.
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы представлены глинами, алевритами, реже суглинками с гравием, галькой и валунами различных пород. Толщина отложений на территории работ составляет в среднем 200-300 м.
Тектоника
Западно-Сюрхаратинская площадь, в соответствии со схемой тектонического районирования осадочного чехла ТПП, расположена в центральной части Хорейверской впадины.
Хорейверская впадина по поверхности карбонатных отложений нижней перми представляет собой отрицательную структуру за счёт окаймляющих её в сухопутной части ТПП положительных структурных форм – Колвинского мегавала, вала Сорокина и гряды Чернышева. По своим размерам (200×140 км) Хорейверская впадина является структурой I порядка и осложняется рядом структур II-го порядка. По поверхности фундамента Хорейверской впадине соответствует погребенный Большеземельский свод (палеосвод), длительное время развивавшийся как конседиментационная положительная структура. Его существование определяло условия осадконакопления, неоднократные перерывы, а также современную структуру осадочного чехла. В пределах рассматриваемой площади глубина залегания поверхности фундамента составляет около 6 км. Осадочный чехол (верхний структурный этаж) изучаемой территории сложен палеозойскими и мезо-кайнозойскими породами и подразделяется на структурные ярусы: нижний, средний и верхний, отвечающие каледонскому, герцинскому, киммерийско-альпийскому тектоническим циклам.
Отложения нижнего и среднего девона, а также нижней части нижнефранского подъяруса верхнего девона, в пределах рассматриваемой площади отсутствуют в результате предсреднедевонского и, последовавшего за ним, предраннефранского перерывов в осадконакоплении. Максимум трансгрессии морского бассейна приходится на доманиковое время, когда практически вся территория Хорейверской впадины была занята областью некомпенсированного глинисто-карбонатного осадконакопления. В это время на топографических палеоподнятиях формировались органогенные постройки различного типа.
По результатам сейсмофациального анализа и данных исследования каменного материала на Западно-Сюрхаратинской площади выделен одиночный рифовый массив позднефранского возраста, надстраиваемый органогенными нижнефаменскими образованиями, с которыми связано развитие продуктивных пластов. Надежной региональной покрышкой для залежей УВ в верхнедевонских породах являются нижнекаменноугольные аргиллиты и глинистые известняки. Зональными и локальными флюидоупорами служат плотные, неравномерно глинистые известняки.
Морфологию задонских образований характеризует структурная карта по ОГ IIIfm-III (D3fm1-III), отождествляемая с кровлей продуктивного карбонатного пласта III нижнефаменского подъяруса верхнего девона.
Основным структурным элементом на рассматриваемой территории является Западно-Сюрхаратинская структура, представленная антиклиналью изометричной формы. В контуре максимально замкнутой изогипсы минус 3240 м площадь Западно-Сюрхаратинской структуры составляет 6,7 кв. км, амплитуда 70 м. На данном стратиграфическом уровне Западно-Сюрхаратинская структура является структурой облекания рифового массива позднефранско-задонского возраста.
Максимальная глубина залегания кровли продуктивного нижнефаменского пласта III (абс.отм. минус 3320 м) отмечается в юго-западной части участка структурных построений. Структурный план по рассматриваемому отражающему горизонту характеризуется наличием множественных, радиально расположенных относительно Западно-Сюрхаратинской структуры, структурных носов и палеопроливов, обусловленных сложным строением нижележащих рифогенных отложений позднефранского возраста.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Согласно нефтегазгеологическому районированию Западно-Сюрхаратинское месторождение относится к Колвависовскому нефтегазоносному району Хорейверской нефтегазоносной области.
Вблизи Западно-Сюрхаратинского месторождения открыт ряд нефтяных месторождений: Сюрхаратинское, Южно-Сюрхаратинское, Урернырдское, Тэдинское и др. Залежи на месторождениях, как правило, структурные, коллектора карбонатные.
В разрезе осадочного чехла выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК) отложений:
1.Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный;
2.Среднедевонско-нижнефранский терригенный;
3.Доманиково-турнейский карбонатный;
4.Визейско-нижнепермский карбонатный;
5.Нижне-верхнепермский терригенный;
6.Триасовый терригенный.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
В Хорейверской впадине перспективными в отношении нефтеносности являются отложения ордовика, силура и нижнего девона.
Залежи в верхнесилурийских отложениях, имеющие промышленное значение, в Хорейверской впадине отсутствуют, хотя нефтенасыщение верхнесилурийских коллекторов установлено на всех трех месторождениях, содержащих залежи в нижнем девоне (им. Р.Требса, им. А.Титова и Колвинском).
С нижнедевонскими отложениями связана крупная зона нефтенакопления, простирающаяся на востоке Хорейверской впадины до границы с ВАСЗ. На месторождении им. Требса в трех продуктивных горизонтах установлено 6 самостоятельных залежей нефти. Залежи пластовые, тектонически-экранированные. На месторождении им. А.Титова выявлены три залежи нефти, на Колвинском – две. Залежи пластовые, стратиграфически-экранированные. Дебиты нефти из отложений нижнедевонского возраста составляют до 521 м3/сут. на 10 мм штуцере. Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 811,5 до 859,7 кг/м3, вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 0,43 до 7,0 мПа содержание парафина от 2 до 15 %, серы от 0,24 до 0,68 % вес. Продуктивные отложения сложены вторичными доломитами с реликтовой органогенной текстурой и сложным пустотным пространством, а также детритовыми, водорослевыми, органогенно-обломочными и доломитизированными известняками.
Региональной покрышкой для всех перечисленных залежах является вышележащая глинистая толща тиманско-саргаевского возраста.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
В пределах центральной части Хорейверской впадины в связи с предфранским размывом отложения среднего девона отсутствуют, нижнефранские отложения представлены глинисто-алевролитовыми отложениями тиманского возраста, нефтепроявлений в пределах рассматриваемой территории не выявлено.
На Западно-Сюрхаратинском месторождении нижнефранские отложения не вскрыты.
В строении НГК принимают участие отложения доманикового, ветласянского, сирачойского, евлановско-ливенского горизонтов среднего-верхнего франа, задонского, елецкого горизонтов нижнего фамена, а также усть-печорского, зеленецкого и нюмылгского горизонтов среднего-верхнего фамена. Отложения турнейского яруса отсутствуют.
Нефтегазоносность верхнефранских отложений доказана на Ошкотынской, Сюрхаратинской и Северо-Хоседаюской площадях. Покрышки локального типа выполнены глинисто-карбонатными отложениями. Залежи пластовые, сводовые. Притоки нефти фонтанирующие и по подъему уровня от 0,4 до 178 м3/сут. Нефти в поверхностных условиях средней плотности - 0,83-0,87 г/см3, маловязкие: вязкость кинематическая - 10-31 мкм2/с, вязкость в пластовых условиях - 0,5-4,6 мПа*с, малосмолистые и смолистые (смол и асфальтенов - 2,57-11,80 % об), малосернистые и сернистые (серы - 0,26-1,9 % об.).
Северо-западнее Центрально-Хорейверского поднятия в сирачойских отложениях открыто Табровояхинское нефтяное месторождение. Коллекторы представлены известняками органогенно-обломочными трещинно-каверново-порового типа с пористостью 5– 8 %, проницаемостью 99*10-3 мкм2. Покрышка – региональная, представлена глинистыми породами евлановско-ливенского возраста. Залежь небольшая, массивная. Нефть залежи легкая, маловязкая, парафинистая, смолистая, малосернистая.
Залежи нефти доманиково-турнейского НГК в Хорейверской впадине связаны обычно с верхней частью рифогенных построек и толщами их облекания. Надежной покрышкой для залежей являются нижнекаменноугольные аргиллиты и глинистые известняки. Как зональные рассматриваются покрышки нижнего и среднего фамена, представленные плотными известняками. Наличие покрышек даже локального уровня внутри рифового массива создает благоприятные условия для существования залежей и на более низких стратиграфических уровнях.
В нижнефаменской (задонско-елецкой) карбонатной толще открыта основная часть залежей доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса. Это месторождения Сюрхаратинской рифовой зоны (Верхнеколвинское, Сюрхаратинское, Южно-Сюрхаратинское, Пюсейское, Урернырдское, Тэдинское, Восточно-Янемдейское месторождения), Дюсушевской рифовой зоны (месторождение им. Ардалина, Дюсушевское, Восточно-Колвинское месторождения), Центрально-Хорейверской рифовой зоны (Ошкотынское, Северо-Ошкотынское, Сихорейское, Северо-Сихорейское, Восточно-Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Юньяха-Мусюрское, Лапкотынское, Висовое, Северо-Хоседаюское месторождения). По строению залежи массивные сводовые и пластовые сводовые.
Открытые нефтяные месторождения по величине запасов относятся к мелким и средним. Коллектора представлены органогенными известняками. Наилучшие коллектора приурочены к зонам развития карбонатных построек – «иловых холмов», сформированных в толще облекания над «ухтинскими» краевыми рифогенными зонами и банками. Открытая пористость коллекторов составляет 7-24 %, проницаемость – 21-7247 *10-3 мкм2. Тип коллектора – каверново-поровый, трещинно-каверново-поровый, реже трещинно-каверновый. За пределами рифогенных зон качество коллекторов ухудшается: открытая пористость их составляет 6-13 %, проницаемость – 1-9 *10-3 мкм2.
Выявленные залежи удерживаются локальными покрышками. Дебиты нефти составляют от 1,3 до 612 м3/сут (фонтанные и по подъему уровня).
На Западно-Сюрхаратинской площади по результатам бурения и испытания скважины 1-Западно-Сюрхаратинская в 2013-2014 гг. открыта залежь нефти в карбонатных отложениях пласта D3fm-III.
На рассматриваемой площади выявлены две непромышленные залежи нефти:
1. В отложениях пласта D3fm-IIa при опробовании в открытом стволе в скважине 1 с помощью ИП (КИИ 3-146), совместно с пластом D3fm-III, из интервала 3277-3317 м (абс. отм. минус 3193,2-3232,9 м) получен приток нефти дебитом 87 м3/сут. В результате опробования с применением испытателя пластов на каротажном кабеле (ОПК) с глубины 3309,4 м (абс. отм. минус 3225,3 м) получен приток нефти и воды при смеси которых происходило формирование эмульсии (нефти 87 %, воды 13 %). Нефть очень тяжелая, парафинистая, высокосмолистая, высокоасфальтенистая, сернистая.
2. В отложениях D3f - в скважине 1 в результате испытания в эксплуатационной колонне из отложений D3f из интервала 3417-3426 м (абс. отм. минус 3332-3341 м) после СКО получен переливающий пульсирующий приток нефти дебитом 1,4 м3/сут на штуцере 3 мм, при этом отмечено поступление и накопление в скважине пластовой воды до 35 % от общего притока.
Нефтеносность комплекса связана с карбонатными фациями нижне- и среднекаменноугольного, ассельско-сакмарского и артинского ярусов нижней перми. В пределах центральной части Хорейверской впадины залежи нефти и газа в описываемом комплексе не обнаружены.
Залежи нефти выявлены южнее на Северо-Хаяхинском (Р1, С3), Веякошорском (С2b, С2+3, Р1a+s, Р1а), Мусюршорском (Р1) месторождениях.
В пределах Центральнохорейверской зоны нефтепроявления отмечены на нескольких площадях.
В подангидритовых известняках и доломитах нижнего карбона по керну отмечено нефтенасыщение в скв.50 на Сихорейской и скв.10 на Западно-Хоседаюской площадях. При опробовании КИИ-146 притока не получено. Протвинские отложения по ГИС обводнены повсеместно.
На Восточно-Колвинском месторождении в скважине 50 в средне- верхнекаменноугольных отложениях по трещинам в керне отмечен запах нефти. При испытании этого интервала получен приток минерализованной воды дебитом 30 м3/сут. Водонасыщенность средне- верхнекаменноугольных отложений установлена на Сюрхаратинской, Ошкотынской, Восточно-Колвинской, Северо-Хоседаюской площадях.
Севернее Центральнохорейверской зоны развития верхнедевонских рифов по материалам сейсмических работ выявлена зона развития карбонатных построек ассельско-сакмарского возраста северо-восточного простирания. Наличие построек подтверждено бурением на ряде площадей: Восточно-Ханчаргинской, Вангурейяхинской, Харейсинской, Садаягинской площадях. Здесь породы-коллекторы представлены биогермными и органогенно-детритовыми разностями с хорошими коллекторскими свойствами: пористостью 7-23 %, проницаемостью до 463 *10-3 мкм2.
По данным бурения рифогенные постройки в ассельско-сакмарских отложениях нижней перми обводнены. В скв.22 Вангурейяхинской в керне поднят известняк с запахом нефти. При опробовании КИИ-146 получен приток пластовой воды дебитом 354 м3/сут по подъему уровня (скв.22 Вангурейяхинская).
Породы-коллекторы артинского возраста представлены терригенно-карбонатными разностями с плохими коллекторскими свойствами. При опробовании этих отложений на ряде площадей ЦХП притока не получено.
Восточнее, ближе к валу Сорокина, при испытании карбонатно-терригенного пласта в кровле артинских отложений на Тюлисейской площади получен приток нефти дебитом 1,2 м3/сут. Нефть тяжелая (плотность 0,915 г/см3), высокосернистая (2,3 %), вязкость при 20 °С составляет 89 мкм2/сек.
Нижне- верхнепермский терригенный НГК
Представлен отложениями кунгурского яруса нижней перми и неразделенными верхнепермскими отложениями. Признаки нефтенасыщения в виде выпотов в керне отмечаются на площадях, примыкающих к валу Сорокина: на Тюлисейской, Восточно-Хорейверской, Оленьей. При опробовании здесь получены притоки воды дебитами от 8 до 80 м3/сут с пленкой нефти (до 12%). Коллектора представлены высокоемкими песчаниками, связанными с песчаными телами речного генезиса. Открытая пористость достигает 23 %, проницаемость – до 285 *10-3 мкм2.
Признаки нефтенасыщения пермских терригенных коллекторов в пределах Центральнохорейверской зоны обнаружены только на Северо-Хоседаюской площади, где из кунгурских отложений подняты в керне нефтенасыщенные песчаники.
Триасовый терригенный НГК
Представлен в полном стратиграфическом объеме. Выделенные в разрезе песчаные пласты-коллекторы по ГИС характеризуются как водонасыщенные или с неясным характером насыщения. Коллектора аллювиального происхождения, высокоемкие с пористостью 18-25 %, проницаемостью до 200 *10-3 мкм2.
На Сюрхаратинской площади в скважине 3 по керну отмечены прослои песчаников с черной вязкой нефтью по порам и ее выпотам на поверхности наслоения, при испытании была получена минерализованная вода с нефтью дебитом 5,94 м3/сут, нефти 9 %.
На Тэдинском месторождении признаков нефтегазоносности в триасовом НГК не установлено. При опробовании в скв.43 базального пласта в отложениях чаркабожской свиты нижнего триаса получен приток пластовой воды дебитом 1008 м3/сут при среднединамическом уровне 1588 м.
Характеристика залежи нефти пласта D3fm-III
На месторождении пробурены поисковая скважина 1 и 3 эксплуатационные скважины: 10, 11 и 12 – все забоем в отложениях фаменского яруса верхнего девона. Пробуренные скважины находятся в пределах залежи.
Притоки нефти получены во всех скважинах. Скважины находятся в действующем фонде. Максимальный дебит нефти в эксплуатационной колонне скважины 1 из интервала 3282-3302 м (абс. отм. минус 3198,2-3218 м) составил 57,6 м3/сут. Вступительный дебит в скважине 12 составил 20 т/сут.
Определение характера насыщения карбонатных коллекторов сложного строения только по результатам проведенного на месторождении комплекса ГИС вызывает затруднение, поэтому большое значение отводилось результатам испытаний и в открытом стволе (MDT) и перфорированной колонне.
Продуктивность пласта III подтверждена во всех новых скважинах.
Скв. 1 вступила в эксплуатацию с дебитом 90 т/сут. Нижняя дыра перфорации находится на отметке минус 3218 м.
Скв. 10 вступила в эксплуатацию с дебитом 25 т/сут. Нижняя дыра перфорации находится на отметке минус 3206,4 м.
Скв. 11 вступила в эксплуатацию с дебитом 40,2 т/сут. Нижняя дыра перфорации находится на отметке минус 3209,8 м.
Скв. 12 вступила в эксплуатацию с дебитом 20 т/сут. Нижняя дыра перфорации находится на отметке минус 3209,6 м.
Уровень подсчета для залежи пласта III отложений D3fm1(zd) принят на абс. отм. минус 3217,7 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 1, подтвержденного результатами опробований в колонне.
Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов пласта D3fm-III, карте эффективных нефтенасыщенных толщин и геологических разрезах продуктивных нижнефаменских отложений.
Коллекторами являются известняки со сложным строением пустотного пространства за счёт кавернозности и трещиноватости. Выделяется два типа коллекторов – порового и кавернозно-порового типа участками осложненные трещинами.
Покрышкой для залежи D3fm-III служит пачка аргиллитов и глинистых известняков толщиной 50 м.
Нефтенасыщенные отложения вскрыты в интервале глубин 3250-3758 м, где выделяются от 8 до 21 проницаемых прослоев толщиной 0,2-7,3 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 16,5 м (скв.11) до 33,8 м (скв.12). Коэффициент гранулярности составляет 0,45 (от 0,4 до 0,52) Коэффициент расчлененности равен 13.
Залежь пласта D3fm-IIIклассифицируется как пластовая сводовая. Размеры составляют: длина 2,6 км, ширина 2,3 км. Установленный этаж нефтеносности 51,4 м.
Источник: Оперативные подсчёты запасов по разрабатываемым месторождениям ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Оперативный подсчёт запасов УВС Западно-Сюрхаратинского месторождения по состоянию на 01.01.2017 г. Договор № 6070/17Y0142. Лисина Н.О., Майорова Е.С., Каландина Л.А., и др. 2017
Следующее Месторождение: им.А. Алабушина