Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2003
Источник информации: ПП_2023г. (ПП+обз.карта)
Метод открытия:
Площадь: 37.32 км²
Восточно-Сарутаюское нефтяное месторождение
Восточно-Сарутаюское нефтяное месторождение в административном отношении находится на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. От административного центра округа г. Нарьян-Мара месторождение удалено на 125 км в восточном направлении. Ближайшие населенные пункты – пос. Хорейвер – в 55 км к юго-юго-востоку, пос. Харьяга – в 67 км на юго-запад от месторождения (рис. 1).
В непосредственной близости от Восточно-Сарутаюского месторождения расположены Инзырейское (в 3,5 км к западу), Сарутаюское (в 3,0 км к северу), Ярейюское (в 13 км к северо-западу), им. Ю. Россихина (в 3,8 км к востоку), Северо-Харьягинское (10 км к юго-востоку) нефтяные месторождения, находящиеся на различных стадиях освоения.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов
В пределах месторождения вскрытый разрез осадочного чехла изучен от среднедевонских до четвертичных отложений включительно. Максимальная вскрытая толщина изученного разреза вскрыта в поисковой скважине 100-Ольгинская (4790 м), в которой частично вскрыты отложения нижнего девона.
Палеозойская группа – РZ.
В пределах Колвинского мегавала отложения палеозойской группы представлены породами ордовикского, силурийского, девонского, каменноугольного и пермского возраста.
Ордовикская система – О. Ордовикские терригенно-карбонатные отложения в пределах Колвинского мегавала вскрыты сверхглубокой скважиной 1-Колвинская, где они представлены средним и верхним отделами общей толщиной 300 м.
Силурийская система – S. Силурийские, преимущественно карбонатные, отложения выделены в объеме нижнего и верхнего отделов и на рассматриваемой территории распространены повсеместно. Нижнесилурийские отложения представлены практически безглинистыми карбонатными породами: известняками и вторичными доломитами с прослоями ангидритов. Верхнесилурийские отложения представлены в нижней части переслаиванием глинистых известняков, седиментационных и вторичных доломитов, их глинистых разностей и тонких прослоев аргиллитов, в верхней – чередованием неравномерно доломитизированных известняков, мергелей и аргиллитов.
Толщина силура, по данным сейсморазведки и бурения, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена предполагается от 800-1900 м.
Девонская система – D. Девонские отложения с размывом залегают на силурийских и представлены в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов. Максимальная вскрытая толщина девонских отложений на Восточно-Сарутаюской структуре составляет 1698 м (скв. 1).
Нижний отдел – D1.Нижнедевонские карбонатно-терригенные отложения в пределах Колвинского мегавала представлены в объеме овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов локховского яруса.
Разрез овинпармского горизонта представлен в нижней части переслаиванием известняков и мергелей с прослоями аргиллитов, а в верхней - глинистой толщей с подчиненными прослоями мергелей, известняков и основных эффузивов. Отложения сотчекмыртинского горизонта сложены толщей переслаивания аргиллитов, алевролитов и доломитов с прослоями ангидритов.
В пределах изучаемой площади отложения нижнего девона вскрыты частично (до 45 м) скважинами 1, 2-Восточно-Сарутаюскими и 1-Нирмалинской. По данным скважины 1-Нирмалинская отложения нижнего девона представлены глинисто-карбонатными породами. Разрез слагают породы серые, темно-серые до черных, плотные, массивые, неравномерно глинистые, трещиноватые, с прослоями аргиллитов, ангидритов и микрозернистых, сульфатизированных доломитов (долбл. 20-23).
Толщина нижнедевонских отложений в пределах Колвинского мегавала изменяется от 500 м до 1500 м (скв. 1-Колвинская, расположенная много южнее исследуемой территории), до полного выклинивания в сводовой части на Инзырейской площади.
Средний отдел – D2.Среднедевонские отложения залегают с размывом на отложениях нижнего девона, а верхняя их граница является эрозионной и определяется поверхностью предпозднедевонского (предфранского) размыва. Отложения имеют в основном терригенный и в меньшей степени карбонатный состав, относятся к мелководно-морским литофациям и являются одной из основных продуктивных толщ всего Колвинского вала.
Отдел представлен эйфельским и живетским ярусами. Вскрытая толщина среднедевонских отложений составляет 80-220 м.
Эйфельский ярус - D2ef. Представлен кедровским, омринским и колвинским горизонтами. Толщина яруса составляет 123-153 м.
Кедровский горизонт (D2kd) несогласно залегает на нижнедевонских отложениях. Его разрез снизу начинается маломощной (3-6 м) глинисто-алевролитовой пачкой. Выше залегает пачка II+I (номенклатура принята по южной части Колвинского мегавала), представленная ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники от белых, светло-серых до буровато-серых, бурых, тонко- и мелкозернистые, кварцевые в разной степени трещиноватые, битуминозные, с глинистым цементом, содержащие пористые разности. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, крепкие, плотные, трещиноватые. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, известковистые, пиритизированные.
На изучаемой площади в скважинах 2, 100 по данным ГИС и результатам испытания проницаемые песчаники пачки II+I являются промышленно нефтеносными. Толщина пачки II+I составляет 54-63 м. В северо-западном направлении проницаемые песчаники пачки II+I замещаются более плотными, глинистыми разностями. В скважинах 21, 21А, 22-Восточно-Сарутаюские в отложениях пачек II+I по данным ГИС пластов-коллекторов не выделено. В скважине 1-Нирмалинская в кедровских отложениях (пачки II+I) по заключению ГИС выделен водонасыщенный пласт-коллектор.
Общая толщина кедровского горизонта - 57-64 м.
Омринский горизонт (D2om) залегает на кедровском и представлен глинисто-алевритовой пачкой.
Разрез сложен преимущественно аргиллитами с прослоями алевролитов, песчаников и реже известняков. Плотные породы омринского горизонта являются покрышкой для ниже залегающих пачек II+I. Толщина горизонта составляет 20-25 м.
Колвинский горизонт (D2kl) согласно залегает на омринском.
В нижней части выделена пачка III, сложенная переслаиванием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые, плотные, крепкие, трещиноватые, стилолитизированные, с глинисто-карбонатным цементом, участками брекчированные, пористые, нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые, бурые, кварцевые, тектонически перемятые, плотные, крепкие, трещиноватые, битуминозные с прослоями аргиллитов черных, темно-серых, пиритизированных, алевритистых.
Верхняя часть горизонта представлена пачкой глинисто-карбонатных пород. В ее составе, кроме терригенно-карбонатно-глинистых пород с прослоями песчаников, присутствуют аргиллиты интенсивно пиритизированные и известняки глинистые с обилием детрита.
На изучаемой площади в скв. 100 по данным ГИС и результатам испытания проницаемые песчаники пачки III являются нефтеносными. В восточном и северо-восточном направлении проницаемые песчаники пачки 3 замещаются более плотными, глинистыми разностями. В скважинах 1, 2, 21, 22 пластов-коллекторов в пачке III не выделено. В скв. 1-Нирмалинская при опробовании пласта III притока не получено.
Толщина пачки III составляет на Восточно-Сарутаюском месторождении 14-21 м, общая толщина колвинского горизонта - 51-64 м.
Живетский ярус – D2žv. Представлен в объеме старооскольского надгоризонта. В разрезах скважин Восточно-Сарутаюской структуры в связи с предфранским размывом, вызвавшим разрушение верхней части толщи, установлены отложения разной толщины от 51 до 88 м. Нарастание мощности отложений происходит в западном и юго-западном направлении от Восточно-Сарутаюской структуры.
Отложения представлены толщей кварцевых песчаников и алевролитов с прослоями аргиллитов. Песчаники от светло-серых до бурых за счет нефтенасыщения, с преимущественно известково-глинистым цементом базально-порового типа, разнозернистые с включениями кварца (зерна до 1 мм), пористые, ближе к поверхности размыва брекчированные и кавернозные (каверны 0,5-6 мм), с разнонаправленными трещинами и стилолитами, выполненными кварцем и битуминозно-органическим веществом, пиритизированные. Алевролиты темно-серые до черных, темно-бурые участками переходящие в песчаник мелкозернистый, плотные, крепкие, трещиноватые, пиритизированные, с многочисленными углефицированными растительными остатками. Аргиллиты серые, темно-коричневые, тонкоплитчатые, плотные, крепкие, слоистые.
Характерным для этих отложений является присутствие мощных, выдержанных пластов крупно-среднезернистых и разнозернистых песчаников, которые являются промышленно нефтеносными на Восточно-Ярейюском, Южно-Инзырейском, Нирмалинском и Восточно-Сарутаюском месторождениях.
Верхний отдел – D3. Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами. Толщина отдела составляет порядка 1450-1500 м.
Франский ярус – D3f. В разрезе франского яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы. Толщина отложений франского яруса составляет 852-895 м.
Нижне-среднефранский подъярусы – D3f1+2.Подъярусы представлены отложениями джъерского, тиманского, саргаевского и доманикового горизонтов. Толщина отложений составляет 437-497 м.
Джъерский горизонт (D3džr) включают в себя хыльчуюскую свиту и залегают со стратиграфическим и угловым несогласием на породах живетского яруса. Толщина отложений изменяется от 172 до 223 м. Увеличение толщины происходит в северо-западном направлении от скважин 21, 21А, 25, в разрезе которых в нижней части горизонта прослеживается пачка пористых песчаников D3f1-I толщиной 29-33 м, к которой приурочена залежь нефти на Восточно-Сарутаюском месторождении. Отсутствие отложений пачки на большей части структуры связано с нижнефранским размывом.
Горизонт представлен ритмичным переслаиванием пестроокрашенных песчаников, алевролитов, аргиллитов. Преобладают песчаники и алевролиты.
Песчаники пачки D3f1-I среднезернистые, пористые нефтенасыщенные (скв. 21, долбл. 20).
Тиманский+саргаевский горизонты (D3tm+sr). Нижняя часть тиманского горизонта отнесена к хыльчуюской свите. Сложен разрез аргиллитами, глинистыми алевролитами и песчаниками.
Верхняя часть тиманской толщи отличается от нижней присутствием в разрезе пород карбонатно-терригенного и карбонатного состава - глинистых известняков и мергелей.
Саргаевские отложения сложены преимущественно карбонатными породами.
Толщина тиманских+саргаевских отложений составляет 172-197 м.
Доманиковый горизонт (D3dm) представлен мелководно-шельфовыми отложениями, сложенными в нижней части известняками, содержащими органогенный детрит и глинистые прослои, в верхней с более чистым литологическим составом: известняками серыми, светло-серыми, органогенно-детритовыми, c детритом, представленным в основном обрывками водорослей и раковинами.
Толщина отложений составляет 60-79 м.
Верхнефранский подъярус - D3f3. Отложения верхнефранского подъяруса представлены ветласянским, сирачойским и евлановским+ливенским горизонтами. Толщина отложений подъяруса составляет 405-470 м.
Ветласянский горизонт (D3vt) условно выделяется в объеме глинистой пачки толщиной около 30-68 м.
Сирачойский горизонт (D3srč)представлен разнофациальными породами: мелководно-шельфовыми отложениями, органогенными постройками, глинистыми толщами заполнения.
На Восточно-Сарутаюской площади отложения представлены известняками светло-серыми, сферо-узорчатыми, сгустково-комковатыми, водорослевыми, участками перекристаллизованными, доломитизированными, с примесью органогенного детрита, неравномерно пористые и кавернозные, трещиноватые, возможно, слагающие карбонатные постройки баночного типа.
Толщина отложений составляет 96-109 м.
Евлановский + ливенский горизонты (D3ev+lv) завершают разрез франского яруса и представлены разнообразным литологическим составом - чередованием аргиллитов с прослоями мергелей, алевролитов, известняков, доломитов и реже ангидритов.
Толщина отложений составляет 245-293 м.
Фаменский ярус – D3fm. Отложения фаменского яруса в составе нижнего и нерасчлененных среднего+верхнего подъярусов с перерывом залегают на франских отложениях. Толщина отложений яруса составляет 594-610 м.
Нижнефаменский подъярус - D3fm1. В составе подъяруса выделяются задонский и елецкий горизонты (D3zd+el). Весь разрез нижнефаменского подъяруса представлен чистой карбонатной толщей. Лишь в нижней части пачка пород толщиной 40-50 м имеет в незначительной степени повышенную глинистость и, в тоже время, повышенную плотность. Основной разрез подъяруса сложен известняками серыми и коричневато-серыми, сгустково-комковатыми, сферово-комковатыми, водорослевыми. Породы прослоями пористые, кавернозные, трещиноватые.
Толщина отложений составляет 454-460 м.
Средний + верхний подъярусы - D3fm2+3. В составе подъярусов выделяются нерасчлененные усть-печорский+зеленецкий+нюмылгский горизонты (D3up+zl+nm).
Разрез сложен преимущественно карбонатными породами. Это известняки серые, коричневато-серые, разнозернистые, участками органогенно-детритовые, перекристаллизованные, неравномерно доломитизированные, со стилолитовыми швами и включениями органики, плотные, крепкие.
В нижней и средней части разреза присутствуют пачки пород, представленные переслаиванием известняков с глинами зеленовато-серыми, линзовидно-волнистыми, комковато-узловатыми и содержащими включения известняков, обломки криноидей, с зеркалами скольжения. Толщина этих пачек составляет 50-70 м.
Толщина отложений составляет 140-150 м.
Каменноугольная система – С. Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Толщина отложений составляет 651-774 м.
Нижний отдел – С1. Отложения нижнего отдела представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами. Толщина отложений составляет 533-589 м.
Турнейский ярус - С1t. В строении турнейских отложений выделяются четыре ритмично чередующиеся пачки: две терригенные и две карбонатные. Начинается разрез с терригенной пачки (аргиллиты), заканчивается карбонатной (известняки).
Толщина турнейских отложений составляет 101-107 м.
Визейский ярус - С1v. Отложения визейского яруса с размывом залегают на подстилающих породах турнейского яруса. В составе яруса выделяются кожимский (С1kz) и окский (С1ok) надгоризонты.
Разрез кожимского надгоризонта сложен аргиллитами с прослоями песчаников. Также присутствуют известняки серые, пятнами светло-серые за счет обогащения органикой, прослоями и линзами светло-коричневые (за счет окремнения), разнокристаллические, брекчиевидные.
Разрез окского надгоризонта представлен карбонатными породами - известняками и доломитами, с подчинёнными прослоями аргиллитов в нижней части разреза, с линзовидными включениями и единичными прослоями ангидритов.
Суммарная толщина отложений яруса составляет 200-215 м.
Серпуховский ярус - С1.s. Ярус представлен в объёме нерасчленённых тарусского+стешевского и протвинского горизонтов. Суммарная толщина яруса составляет 223-267м.
Тарусский + стешевский горизонты (С1tr+st) представлены сульфатной толщей, которая является хорошим реперным горизонтом.
Разрез представлен в нижней части доломитами и известняками. Верхняя часть толщи сложена ангидритами серыми, коричневыми, трещиноватыми, с единичными прослоями и линзовидными включениями доломитов.
Толщина отложений составляет 158-185 м.
Протвинский горизонт (С1pr) представлен известняками светло-серыми, детритовыми, комковато-сгустковыми, прослоями доломитизированными, в нижней части глинистыми с единичными прослоями глин в основании разреза.
Толщина отложений составляет 65-82 м.
Средний + верхний отделы - С2+3. Отложения среднего+верхнего отделов представлены однообразной толщей карбонатных пород – светло-серыми органогенно-детритовыми известняками перекристаллизованными, прослоями доломитизированными, глинистыми, участками окремнёнными, с единичными линзовидными включениями голубого кремня, со стилолитовыми швами, выполненными кальцитом, с редкими прослоями глин темно-зеленовато-серого цвета, известковистыми.
Толщина отложений составляет 118-185 м.
Пермская система – Р. Отложения пермской системы представлены в объёме нижнего и верхнего отделов. Толщина пермской системы составляет 527-713 м.
Нижний отдел – Р1.Нижнепермские отложения представлены в объёме нерасчленённых ассельско+сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.
Ассельский + сакмарский ярусы - Р1a+s. На Восточно-Сарутаюской структуре керном ассельско-сакмарский разрез охарактеризован в скважине 21А (долбл. 15) и представлен известняками серыми, мелко-среднекристаллическими, глинистыми, доломитизированными, плотными, крепкими, с раковинами брахиопод и прослойками аргиллита.
Толщина отложений составляет 63-103 м.
Артинский ярус - Р1ar.Отложения артинского яруса в нижней части сложены карбонатно-кремнисто-глинистыми породами: тёмно-серыми алевритистыми известняками и аргиллитами слабо известковистыми, в верхней - карбонатной толщей: известняками от светло- до темно-серых, средне-, мелкокристаллическими, органогенно-детритовыми, микрокристаллическими, пористыми, кавернозными с прослоями аргиллитов и глин темно-серых, черных, известковистых.
Толщина отложений составляет 76-155 м.
Кунгурский ярус - Р1k. Разрез представлен переслаиванием песчаников и глин с преобладанием в верхней части песчаников, в нижней - глин.
В кровельной части яруса залегает пачка песчаников, которая является региональным репером.
Толщина отложений составляет 163-188 м.
Верхний отдел – Р2. Отложения верхнего отдела представлены в объеме уфимского яруса (Р2u).
Разрез сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с прослоями углей, с конкрециями известняков и сидеритов.
Толщина отложений составляет 225-267 м.
Мезозойская группа –MZ.
Триасовая система – Т. В составе триасовой системы выделяются нижний, средний и верхний отделы. Толщина отложений триасовой системы составляет 780-900 м.
Нижний отдел – Т1.Нижний отдел представлен чаркобожской и харалейской свитами общей толщиной 290-353 м.
Чаркабожская свита (Т1cb) залегает со стратиграфическим несогласием на верхнепермских отложениях. Разрез сложен глинами с прослоями песчаников и алевролитов.
В основании толщи залегает базальный пласт песчаников, который является региональным репером.
Толщина отложений составляет 249-299 м.
Харалейская свита (Т1hr) представлена отложениями очень похожими на отложения чаркабожской свиты, отличаются большим количеством прослоев серовато-зеленых глин с растительными остатками, с самостоятельным спорово-пыльцевым спектром харалейского возраста. В красноцветных глинах появляется более значительное содержание гидрослюды и каолинита, глины хуже отмучены, менее слюдистые, более алевритистые.
Толщина отложений составляет 41-54 м.
Средний отдел – Т2. Средний отдел представлен ангуранской свитой (Т2аn) толщиной 183-239 м.
Свита сложена переслаиванием зеленовато-серых полимиктовых песчаников, алевролитов и пестроокрашенных пятнистых глин с небольшим количеством растительного детрита.
Средний+верхний отделы – Т2+3. Представлены нарьян-марской свитой (Т2+3nm) толщиной 306-318 м.
Толща сложена грубым переслаиванием песчаников, алевролитов и глин серого цвета с растительными остатками листовой флоры хорошей и плохой сохранности.
Юрская система – J. В составе системы выделяются нерасчлененные нижний + средний и верхний отделы. Толщина отложений юрской системы составляет 403-425м.
Нижний + средний отделы – J1+2. Нижне-среднеюрские отложения сложены песком с тонкими прослойками и линзами глины, с редкими прослоями угля, с включениями гравия, реже валунов.
Толщина отложений составляет 151-160 м.
Верхний отдел – J3.Верхний отдел сложен глинами с прослоями песков и алевролитов. В нижней части разреза глины темно-серые, алевритистые, с крупными конкрециями пирита, вверх по разрезу постепенно светлеющие до светло- зеленовато-серых; в самом верху (отложениях оксфордского и волжского ярусов) - темно-серые, иногда до черных. Характерна тонкая слоистость, обусловленная разной степенью алевритистости.
Толщина отложений составляет 252-265 м.
Меловая система – К. Меловая система представлена только нижним отделом - К1. Нижнюю часть разреза слагают серые и зеленовато-серые (глауконитовые) глины и глинистые алевролиты, тонкослоистые, с прослоями опоковидных пород, с включениями хорошо окатанной гальки известняков и песчаников, с морской фауной.
В верхней части развиты алевриты, пески и песчаники с подчиненными прослоями глин, содержащие растительный детрит, пыльцу и споры.
Толщина отложений составляет 316-346 м.
Кайнозойская группа – КZ.
Четвертичная система – Q.
Кайнозойская группа представлена отложениями четвертичной системы, с размывом залегающими на нижнемеловых отложениях.Она представлена песками, супесями, глинами и суглинками с прослоями скоплений валунов.
Толщина отложений 200-230 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Восточно-Сарутаюская структура расположена по осадочному чехлу в северной части Харьягинского вала, в пределах Колвинского мегавала, по нижнему структурному этажу – в пределах западного склона Хоромагинского поднятия, в зоне сочленения его с Сарутаюской депрессией на западе и Ханчаргинским и Инзырейским поднятиями на востоке.
В строении района принимают участие два структурных этажа: рифейский фундамент и осадочный чехол.
По нижнему структурному этажу происходит моноклинальное погружение отложений в западном направлении. Строение выявленных в данном интервале разреза структур, таких как Восточно-Сарутаюская, Нирмалинская, Южно-Нирмалинская, Ольгинская, Ново-Ханчаргинская, Южно-Ханчаргинская, Западно-Ханчаргинская, Северо-Ханчаргинская и Ханчаргинская наследует строение блоков фундамента.
Моноклиналь осложнена Центрально-Колвинской и Восточно-Колвинской системами разломов.
Формирование локальных структур в терригенных отложениях среднего и верхнего девона связано с тектоническими процессами, вызвавшими формирование на исследуемой площади палеоподнятия, сопровождающиеся разломной тектоникой и разрушением пород верхнеживетской толщи в постсреднедевонское время, а также последующей активизацией тектоники в ранне-среднефранское время.
Тектонические нарушения в терригенных отложениях среднего девона преимущественно имеют субмеридиональное простирание и уже к завершению живетского периода количество их уменьшается. В джъерском интервале верхнего девона сохраняются только долгоживущие дизъюнктивы, которые имеют меньшую амплитуду и затухают в ранне- среднефранское время.
По кровле эйфельского яруса среднего девона и подошве живетского яруса среднего девона (ОГ III2efS (D2ef)) структурная поверхность изучаемой площади характеризуется сложным строением, обусловленным разломной тектоникой и многочисленными структурными осложнениями.
При общем подъеме территории в восточном направлении от отметок минус 4590 м до 4370 м, в пределах исследуемой площади обособляются Восточно-Сарутаюская, Нирмалинская, Ольгинская и др. структурные осложнения.
Восточно-Сарутаюская сложнопостроенная структурная форма представляет собой приразломную антиклинальную многокупольную складку северо-западного простирания, экранированную на западе тектоническими нарушениями, и разбитую серией дизъюнктивов на три основных блока: западный блок 1 (р-н скв. 21, 21А, 25), центральный блок 2 (скв.1) и восточный блок 3 (скв. 2, 22 и 100).
В пределах западного блока 1 оконтуривается линейная приразломная складка субмеридионального простирания. По замкнутой изогипсе минус 4555 м размеры ее составляют 7,4´1,3 км, амплитуда 45 м. Складка осложнена двумя куполами (минус 4550 м), разобщенными малоамплитудной седловиной. Подошва живетского яруса в пределах северного купола вскрыта в скважине 21А на отметке минус 4519 м.
Северная периклиналь складки обособлена нарушением северо-восточного простирания амплитудой 5-40 м, в пределах которой по изогипсе минус 4560 м оконтуривается купол размерами 1,4´0,6 км, амплитудой 15 м.
Центральный блок 2 примыкает на западе по нарушению к блоку 1 и на востоке экранирован нарушением субмеридионального простирания. В свою очередь блок разбит субширотным нарушением амплитудой 20 м на два блока 2-1, 2-2, из которых южный блок 2-1 занимает наиболее высокое гипсометрическое положение. В пределах блока 2-1 по изогипсе минус 4470 м оконтуривается приразломная куполовидная складка размерами 2´1,6 км, амплитудой 27 м. Здесь в сводовой части пробурена скважина 1, со вскрытой подошвой живетских отложений на отметке минус 4443 м. Блок 2-2 со всех сторон ограничен дизъюнктивами и имеет размеры 3,2´0,8 км. Свод блока расположен в центральной части и оконтуривается изогипсой минус 4480 м.
В восточном блоке 3 по изогипсе минус 4470 м прослеживаются восемь приразломных линейных и куполовидных складок преимущественно северо-западного простирания амплитудами 10-25 м и размерами от 1,3´0,5 км до 3,5´1,8 км. Пробуренными в пределах двух куполов скважинами 2 и 22 вскрыта подошва живетских отложений на отметках 4448 и 4470 м, соответственно. Скважина 100 пробурена в прикупольной части юго-западного купола (Ольгинский) и вскрыла подошву живетских отложений на отметке минус 4484 м.
По кровле живетских отложений (ОГ III2žv(D2žv)) структурный план имеет схожие черты строения с нижезалегающим горизонтом. Эрозионная поверхность контролирует живетскую толщу, толщины которой в пределах изучаемой площади изменяются от 12 м в скважине 1-Нирмалинская до 87 м в скважине 21А. Увеличение толщин происходит в западной части Восточно-Сарутаюской структуры. Также, заметно существенное изменение толщин в близрасположенных блоках. Так, в скважине 1, расположенной в блоке 2-1, толщина отложений составляет 36 м, а в скважине 25, расположенной в блоке 1 на расстоянии 750 м от скв. 1, не полностью вскрытая толщина уже составляет 63 м, и далее на север в скважине 21А живетский ярус полностью вскрыт толщиной 87 м.
Восточное крыло Восточно-Сарутаюской приразломной складки выполаживается. Также, как и по нижележащим отложениям, в пределах складки обособляются западный блок 1, центральный блок 2 и восточный блок 3.
В западном блоке 1 по изогипсе минус 4490 м оконтуривается линейная приразломная складка субмеридионального простирания. Размеры ее увеличиваются до 9,8×1,8 км, амплитуда составляет 62 м. Складка осложнена тремя куполами по изогипсе минус 4470 м. Гипсометрически высокое положение занимает северный и южный купола. В пределах северного пробурены скважины 21, 21А, 25, с самой высокой отметкой кровли живетского яруса минус 4432 м в скважинах 21 и 21А.
В пределах центрального блока 2, также как и понижезалегающему горизонту, тектоническим нарушением амплитудой 30 м обособляются два блока 2-1, 2-2, в пределах которых по изогипсе минус 4440 м оконтуриваются приразломные куполовидные складки размерами 3,0´1,5 км и 2,0´0,8 км, амплитудами 33 и 15 м, соответственно. В своде структуры блока 2-1 пробурена скважина 1, в которой кровля живетского яруса вскрыта на отметке минус 4409 м.
В восточном блоке 3 по изогипсе минус 4440 м обособляется приразломная брахиантиклинальная складка северо-восточного простирания, экранированная на северо-востоке кулисообразным разломом амплитудой 10-30 м и на востоке сбросом амплитудой 30 м, отделяющим последнюю от Нирмалинской структуры.
Размеры структуры составляют 9,5´3,8 км, амплитуда 40 м. В центральной части структура осложнена серией непротяженных дизъюнктивов северо-восточного простирания амплитудой 5-30 м, которыми разбита на разновысотные блоки. В пределах складки по изогипсе минус 4410 м обособляются купола различных размеров, в том числе и Ольгинский купол. Сводовые части куполов вскрыты скважинами 2, 22, 100, в которых кровля живетского яруса вскрыта на отметках минус 4397 м, 4401 м, 4425 м, соответственно.
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
На Восточно-Сарутаюском месторождении промышленные залежи нефти установлены в отложениях джъерского горизонта верхнего девона, живетского и эйфельского ярусов среднего девона.
Залежь нефти приурочена к сводовой части приразломной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания и на востоке экранирована тектоническим нарушением, контролирующим распространение песчаников пачки D3f1-I.
В контуре нефтеносности расположены скв. 21, 21А, которые пробурены в сводовой части залежи. Приток нефти получен при опробовании в процессе бурения в скважине 21. Расчетный дебит нефти и фильтрата бурового раствора в скважине составил 47,12 м3/сут при депрессии на пласт 19,65 МПа за 33 мин. В скв. 25 по данным ГИС установлены водонасыщенные коллекторы.
ВНК по залежи принят на абсолютной отметке минус 4418 м, как среднее значение между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв. 21А (абс.отметка минус 4417,5 м) и кровлей водонасыщенных коллекторов в скв.е 25 (абс. отметка минус 4418,0 м).
Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 3,3 (скв. 21А) до 3,6 м (скв. 21). В продуктивной части данного пласта прослеживается до трех проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 0,9 м до 2,4 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2,0 м.
Залежь в отложениях D3džr характеризуется как пластовая сводовая, литологически ограниченная. Высота залежи составляет 31 м, размеры – 3,3´1,2 км.
Залежи нефти в отложениях живетского яруса среднего девона.
Продуктивные отложения D2žv залегают на глубинах от 4550,4 до 4778,9 м (абс. отметки минус от 4397 до 4463 м). Проницаемые песчаники вскрыты всеми скважинами (скв. 1, 2, 21, 21А, 22, 25, 100). Всего выявлено четыре залежи нефти, приуроченные к блокам 1 (район скв. 21, 21А и 25), 2-1 (скв. 1), 2-2 и 3 (район скв. 2, 22, 100). Залежи являются пластовыми сводовыми, стратиграфически экранированными и тектонически экранированными (блок 2-1) и массивными (неполнопластовыми), сводовыми стратиграфически экранированными и тектонически экранированными (блоки 1, 2-2, 3).
Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой служат плотные породы джъерского, тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона, перекрывающие проницаемые песчаники живетского яруса среднего девона.
Притоки нефти получены в скв. 1, 2, 21, 21А, 22 и 100. Дебиты нефти при испытании в колонне изменяются от 30,4 м3/сут на штуцере диаметром 6 мм при депрессии 26,1 МПа (скв. 1) до 290 м3/сут на штуцере диаметром 14 мм при депрессии 21,45 МПа (скв. 21А).
Блок 1
Продуктивные отложения вскрыты в скв. 21, 21А, 25 и залегают на глубинах 4561,4-4778,9 м (абс. отметки минус от 4433 до 4463 м). Средняя глубина залегания составляет 4665 м (абс. отметка минус 4443 м).
Залежь нефти в пределах блока 1 приурочена к сводовой части линейной, приразломной складке субмеридионального простирания, экранированной на востоке системой разломов амплитудой 40-60 м. По замкнутой изогипсе минус 4470 м залежь осложнена тремя куполами. В пределах северного купола залежи пробурены все скважины. Северная периклиналь залежи нарушена непротяженными разнонаправленными нарушениями амплитудой 5-10 м.
Притоки нефти получены при испытании в колонне в скв.21 и 21А. Дебиты нефти по скважинам изменяются от 190 м3/сут на штуцере диаметром 11 мм при депрессии 21,4 МПа (скв. 21) до 290 м3/сут на штуцере диаметром 14 мм при депрессии 21,45 МПа (скв. 21А). Приток минерализованной воды получен при опробовании в процессе бурения в скважине 21 расчетным дебитом 135,2 м3/сут при депрессии 14,75 МПа за 20 мин.
ВНК принят на абсолютной отметке минус 4491 м, как среднее значение между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скв.25 (абс. отметка минус 4490,9 м) и кровлей водонасыщенных коллекторов в скв. 21 (абс. отметка минус 4490,8 м).
Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 12,5 (скв. 25) до 27,9 м (скв. 21). В продуктивной части данного пласта прослеживается от четырех до шестнадцати проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 0,6 до 4,6 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 12,4 м. Залежь характеризуется как массивная (неполнопластовая) сводовая, стратиграфически экранированная, тектонически нарушенная и экранированная. Высота залежи составляет 58 м, размеры – 9,75´1,1-2,9 км.
Блок 2
В пределах блока 2 выявлены две залежи нефти, приуроченные к блокам 2-1 и 2-2.
Блок 2 примыкает на западе по нарушению к блоку 1 и на востоке экранирован нарушением субмеридионального простирания. В свою очередь блок разбит субширотным нарушением амплитудой 20 м на два блока 2-1, 2-2, включающие две приразломные куполовидные складки субмеридионального простирания, к сводовым частям которых приурочены две залежи нефти.
Продуктивные отложения вскрыты только в скв. 1 в блоке 2-1.
Залежь в пределах блока 2-1 на западе и севере экранирована тектоническими нарушениями, восточное крыло нарушено дизъюнктивом субмеридионального простирания. Скв. 1 пробурена в сводовой части залежи. Продуктивные отложения залегают на глубине 4551,0 м (абс. отметка минус 4408 м).
ВНК (уровень подсчета) принят на абсолютной отметке минус 4440 м, по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 1, выделенного по данным ГИС и доказанного результатами испытания в колонне.
При испытании в эксплуатационной колонне в скв. 1 получен приток нефти дебитом 30,4 м3/сут на штуцере диаметром 6 мм при депрессии 26,1 МПа после СКО.
Эффективная нефтенасыщенная толщины составляет 18,1 м. В продуктивной части данного пласта прослеживается до семи проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 0,4 до 3,7 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 9,4 м. Водонасыщенных коллекторов по данным ГИС не установлено.
Залежь пластовая сводовая, стратиграфически экранированная, тектонически нарушенная и экранированная. Высота залежи составляет 32 м, размеры – 3,0´0,55-1,6 км.
Залежь в пределах блока 2-2 на западе экранирована тектоническим нарушением. Продуктивные отложения залегают на глубине 4572,4 м (свод проницаемых песчаников оконтуривается изогипсой минус 4430 м).
ВНК (уровень подсчета) принят условно по изогипсе минус 4440 м, по аналогии с залежью блока 2-1. Залежь массивная (неполнопластовая) сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная. Высота залежи составляет 15 м, размеры – 1,0´0,75 км.
Блок 3
Продуктивные отложения вскрыты в скв. 2, 22, 100 и залегают на глубинах 4550,4-4575,4 м (абс. отметки минус от 4397 до 4406 м). Средняя глубина залегания составляет 4562 м (абс. отметка минус 4402 м). Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой служат плотные породы джъерского горизонта верхнего девона, перекрывающие эродированные песчаники живетского яруса среднего девона.
Притоки нефти получены при испытании в колонне и в процессе бурения в скв. 2, 22. Дебит нефти в колонне в скв. 22 составил 200 м3/сут на штуцере диаметром 12 мм при депрессии 28,2 МПа. При опробовании в открытом стволе в скв. 2 получены притоки нефти расчетными дебитами 13,5 и 54,3 м3/сут при депрессиях 9 и 16,9 МПа за 14 и 42 минут.
В скв. 100 приток нефти получен с пластовой водой.
Продуктивные отложения D2žv в пределах залежи блока 3 испытаны в скв. 2 и 22. По результатам переинтерпретации материалов ГИС самая низкая отметка подошвы нефтенасыщенных коллекторов на абсолютной отметке минус 4431,5 м установлена в скв. 100, в ней вскрыта и самая высокая отметка кровли водонасыщенных песчаников на отметке минус 4432,7 м. Опробование скв. 100, произведенное пластоиспытателем в открытом стволе, подтверждает характер насыщения, определенный по ГИС. Из интервала опробования ниже отметки минус 4432 м (минус 4434 – минус 4452 м) получен приток пластовой воды. Из интервала минус 4426 – минус 4437 м получен приток нефти с пластовой водой, так как в интервале опробования присутствуют и нефтенасыщенные и водонасыщенные коллекторы. В связи с вышеизложенным, ВНК принимается на отметке минус 4432 м.
Залежь с юга, запада и севера ограничена преимущественно контуром нефтеносности, с востока – преимущественно тектоническими нарушениями и классифицируется как неполнопластовая сводовая, тектонически экранированная и тектонически нарушенная. Высота залежи, установленная бурением, составляет 35 м; по сейсмическим данным прогнозируется более 60 м. Размеры залежи – 8,6´0,6-3,2 км.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 4,7 м (скв. 100) до 19,9 м (скв. 22). В продуктивной части данного пласта прослеживается от трех до семи проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,7 до 7,0 м. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10,7 м.
Залежь нефти, приуроченная к терригенным отложениям III пачки эйфельского яруса среднего девона, выявлена скв. 100,в которой при опробовании в открытом стволе был получен приток сильногазированной парафинистой нефти в объеме 1,44 м3 за 8 минут и депрессии на пласт 18,3 МПа, расчетный дебит составил 332,9 м3/сут. Коэффициент продуктивности составил 18,2 м3/сут/МПа, гидропроводность пласта 14,43*10-11м3/Па*с. Фактическое пластовое давление не определено.
Общая толщина продуктивной III пачки в 3 блоке составляет 11-18 м. Проницаемые по ГИС песчаники толщиной 2,9 м установлены только в скв. 100. Граница замещения проницаемых песчаников III пачки плотными породами проведена на середине расстояния между скв. 100 и 22, 100 и 2.
Уровень подсчета принят по последней замкнутой изогипсе на отметке минус 4553 м, полученной в результате трехмерного геологического моделирования.
Залежь с юга, запада, севера ограничена контуром нефтеносности; с востока экранируется тектоническим нарушением и классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная.
Размеры залежи – 2,9 × 0,35÷0,7 км. Высота залежи, установленная бурением, составляет 10 м; по сейсмическим построениям предполагается 15-18 м.
Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатная пачка толщиной 40-46 м.
Залежь нефти, приуроченная к терригенным отложениям II+I пачек эйфельского яруса среднего девона, вскрыта скв. 2 и 100.
Продуктивные отложения испытаны в скважине 100 в эксплуатационной колонне. В результате испытания из интервала 4727-4787 м (минус 4573 – минус 4633 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 56 м3/сут на 9 мм штуцере.
В скв. 2 при испытании в эксплуатационной колонне отложений эйфельского яруса среднего девона получен приток нефти и минерализованной воды расчетным дебитом 280 м3/сут. Испытание не качественное, поступление воды вызвано заколонными перетоками из вышележащих живетских отложений. При опробовании в открытом стволе интервала 4702,2-4725,0 м получен приток газированной нефти и технической воды в объеме 0,9 м3 за 40,5 минут при депрессии на пласт 15,1 МПа. При опробовании в открытом стволе интервала 4700,2-4718,4 м получен приток газированной нефти и фильтрат бурового раствора в объеме 0,5 м3 за 16,5 мин при депрессии на пласт 13,8 МПа (Qж.расч.=45,5 м3/сут).
II+I пачки толщиной порядка 60 м приурочены к нижней части терригенных эйфельских отложений. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 2,6 м в скв. 100 и 4,4 м в скв. 2. В скв. 22 коллектор в данной части разреза не выделен. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на середине расстояния между скважинами 100 и 22; 2 и 22.
Водонефтяной контакт залежи не вскрыт. Уровень подсчета принят по последней замкнутой изогипсе минус 4600 м.
Залежь с запада ограничена преимущественно контуром нефтеносности, в северо-западной части – границей замещения коллекторов плотными породами, на востоке залежь экранирована тектоническими нарушениями. Таким образом, залежь классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная, литологически ограниченная и тектонически нарушенная.В пределах принятого уровня контура нефтеносности размеры залежи составляют 5,8 × 1,6-0,3 км, высота залежи 50 м.
Покрышкой для залежи служат глинисто-алевролитовая пачка толщиной 18-28 м.
Источник: Оперативный подсчет запасов УВС Восточно-Сарутаюского месторождения по состоянию на 01.01.2017 г. Договор № 6070/17Y0142. Кочетова О.В., Аксеновская С.В., Лисина Н.О., и др. 2017
Следующее Месторождение: Забродовское