Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2011
Источник информации: РГФ_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 3.48 км²
Восточно-Турышевское месторождение
Восточно-Турышевское месторождение расположено в Печорском районе Республики Коми и удалено от районного центра г. Печора на 130 км к юго-западу. В 10 км восточнее месторождения проходит железная дорога Москва-Воркута и нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль. По тектоническому районированию площадь исследования расположена в пределах центральной части Лемьюской ступени, выделяющейся в составе Омра-Лыжской седловины - структуры I порядка, расположенной на юго-востоке Ижма-Печорской синеклизы.
По нефтегазогеологическому районированию исследуемая площадь относится к Верхнелыжско-Лемьюскому нефтегазоносному району Ижма-Печорской нефтегазоносной области.
Месторождение открыто в 2010 году поисковой скважиной 1-Вост. Турышевская, пробуренной в своде купола 1. Расположено на юго-западе Южно-Сотчемьюского участка недр, принадлежащего ООО «Косьюнефть» на основании лицензии СЫК №02126 НР, выданной в 2009 году с целью геологического изучения и добычи УВ сырья. Первый оперативный подсчет запасов нефти Восточно-Турышевского месторождения выполнен в 2011 году, по результатам испытания задонских отложений в поисковой скважине 1, где при опробовании в колонне интервала 1848-1856 м был получен приток нефти дебитом 5 м3/сут. Начальные геологические/извлекаемые запасы нефти месторождения, учтенные в Государственном балансе полезных ископаемых на 01.01.2012г, составили 20/6 тыс.тонн.
В административном отношении Восточно-Турышевское месторождение находится на территории Печорского района Республики Коми, в юго-западной части Южно-Сотчемьюского лицензионного участка, ограниченного географическими координатами:
64о 26’ 11” - 64о 33’ 00” с.ш.
55о 03’ 01” - 55о 21’ 57” в.д.
Административный центр района г. Печора расположен в 130 км к северо-востоку от рассматриваемой территории. Ближайшими населенными пунктами являются ж/д станции Ираель и Зеленоборск (рис.1).
Город Печора – районный центр, имеет железнодорожное сообщение с центральными районами. Вблизи от Северной железной дороги проходит трасса магистрального нефтепровода "Усинск - Ухта - Ярославль - Москва".
В непосредственной близости от Восточно-Турышевского месторождения разрабатываются Южно-Сотчемьюское (ООО «Косьюнефть»), Турышевское (ООО Лукойл-Коми), Северо-Ираельскоеи Сотчемьюское (ЗАО «Печоранефтегаз») месторождения, приуроченные к Аресско-Талыйюской группе поднятий.
Рис. 1.Обзорная карта района работ
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
и продуктивных горизонтов
Стратиграфическое расчленение разреза осадочного чехла Восточно-Турышевского месторождения выполнено в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции», разработанной в ГУП РК ТП НИЦ (2001 г), литологическое описание – по результатам послойного изучения керна, палеонтологических определений и данных промыслово-геофизических исследований поисковых и разведочных скважин, пробуренных в пределах Южно-Сотчемьюского участка недр и на прилегающих территориях.
Глубоким бурением изучен разрез от четвертичных до верхнепротерозойских отложений, слагающих байкальский складчатый фундамент. В скв. 13-Сотчемью, находящейся в 12 км к северо-востоку от рассматриваемой территории и вскрывшей поверхность фундамента на глубине 3040 м, в керне подняты сланцы серые до темно-серых, серицит-хлорит-кварцевые, возраст которых датирован как венд-кембрий(?). Вскрытая толщина сланцев 266 м.
Осадочный чехол представлен палеозойскими и мезозойскими образованиями (рис. 2). В составе палеозойской группы выделены ордовикская, силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы.
Рис. 2.Сводный литолого-стратиграфический разрез Восточно-Турышевского месторождения
Ордовикская система – О
Отложения ордовикской системы, вскрытые скв. 13-Сотчемью, трансгрессивно и с угловым несогласием залегают на сланцах фундамента. Они представлены тремя отделами.
Нижний отдел – О1
Нижний отдел выделен в объеме седъельской и нибельской свит. Седъельская свита включает две пачки песчаников: красноцветных полимиктовых и белых кварцевых. Нибельская свита состоит из четырех пачек: розовых песчаников, аргиллитов, песчаников в переслаивании с аргиллитами и песчаников в переслаивании с алевролитами. В скв. 13-Сотчемью вскрыты только отложения нибельской свиты, толщина которой составляет 444 м.
Средний отдел - О2
Отложения среднего отдела сложены седиментационными и вторичными доломитами, содержащими примесь песчаного и глинистого материала. Толщина данных отложений в скв. 13-Сотчемью составляет 43 метра.
Верхний отдел - О3
Отложения верхнего отдела согласно залегают на среднеордовикских, сложены доломитами, в различной степени глинистыми, содержащими прослои сульфатов, аргиллитов, реже известняков. Толщина верхнеордовикских отложений в скв. 13-Сотчемью составляет 102 м, в скв. 15-Сев.Турышевская – 142 м.
Силурийская система – S
Силурийские отложения в объеме джагалского горизонта нижнего отдела вскрыты на различную глубину поисковыми скв. 15-Сев.Турышевская и 9- Ираельская, полностью пройдены скв.13-Сотчемью. Литологически разрез сложен седиментационными и вторичными доломитами, неравномерно обогащенными глинисто-алевритовым материалом, доля которого последовательно увеличивается снизу вверх по разрезу нижнего силура. Толщина силурийских отложений в скв.13 составляет 171 м, в скв.15-СТ, 12-СИ и 9-Ираель вскрытая толщина составляет 100, 88 и 46 м соответственно.
Девонская система - D
Девонская система в пределах Южно-Сотчемьюского лицензионного участка представлена только верхним отделом. Отсутствие нижне- и среднедевонских отложений достоверно установлено в скв. 13-Сотчемью, 15-Сев.Турышевской, находящимися за границами лицензионного участка, а также в скважине 9-Ираельской, расположенной в пределах рассматриваемого участка недр.
Верхний отдел - D3
Верхний отдел девона в объеме франского и фаменского ярусов вскрыт всеми глубокими скважинами.
Франский ярус - D3 f
Отложения франского яруса, со стратиграфическим перерывом залегающие на силурийских осадках, подразделяются на нижний, средний и верхний подъярусы.
Нижнефранский подъярус - D3 f1
В составе нижнефранского подъяруса выделяются яранский, джъерский и тиманский горизонты.
Яранский горизонт – D3jr
Яранский горизонт представлен ритмичным переслаиванием кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании песчаных пород. Толщина его составляет 27-34 м.
Джьерский горизонт – D3dzr
Джъерский горизонт представлен более частым ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинистых разностей. Песчаники характеризуются резкой невыдержанностью и мозаичным распространением по площади Породы содержат примесь вулканогенного материала. Толщина горизонта на исследуемой территории составляет 17-27 м.
Тиманский горизонт – D3tm
Тиманский горизонт является региональным флюидоупором для среднедевонско - нижнефранского нефтегазоносного комплекса. Представлен преимущественно глинистыми осадками - серыми и зеленоватыми известковистыми аргиллитами и алевролитами, в верхней части встречаются прослои известняков. Толщина его изменяется от 27 м в скважине 13-Сотчемью до 46 м в скважине 9-Ираель.
Среднефранский подъярус - D3f2
В составе среднефранского подъяруса выделяются саргаевский и доманиковый горизонты.
Саргаевский горизонт – D3sr
Саргаевский горизонт представлен тонким переслаиванием темно-серых, темно-коричневых аргиллитов, мергелей и глинистых известняков при преобладании последних в верхней части разреза. Толщина его составляет 7-12 м.
Доманиковый горизонт - D3dm
Доманиковый горизонт, представленный на рассматриваемой площади преимущественно депрессионными осадками, является надежным каротажным репером. Разрез сложен высокоомной толщей переслаивания темноцветных тонкослоистых битуминозных известняков и мергелей с прослоями силицитов, сформировавшихся в условиях некомпенсированной впадины. Толщина доманикового горизонта в скважинах 9-Ираель и 13-Сотчемью составляет 44-46 м, в скв.1-Вост. Турышевская - 52 м. В скважине 15-Сев.Турышевская доманиковый горизонт предположительно представлен рифогенными образованиями мощностью 60 м.
Верхнефранский подъярус -D3f3
Отложения данного подъяруса в пределах рассматриваемой площади характеризуются значительной фациальной неоднородностью, наличием разновозрастных барьерных рифовых зон, замещающихся по латерали относительно глубоководными депрессионными доманикоидными осадками.
В составе подъяруса выделяются ветласянский, сирачойский и нерасчлененные евлановский+ливенский горизонты.
Ветласянский горизонт - D3vtl
Отложения ветласянского горизонта сформированы как толща заполнения вдоль доманикового барьерного рифа, протягивающегося к западу от рассматриваемого района, в предрифовой относительно глубоководной части палеобассейна. Литологически толща представлена темно-серыми и черными битуминозными аргиллитами и глинистыми сланцами. Ветласянский горизонт выделен по ГИС в разрезах скв. 13-Сотчемью, 9-Ираель, 1-Вост.Турышевская где толщина его составляет соответственно 51 м, 42 м и 37 м. В скважине 15-Сев.Турышевская ветласянские отложения отсутствуют.
Сирачойский горизонт - D3src
Сирачойский горизонт представлен в изучаемом районе преимущественно рифовыми фациями В рифогенных фациях вскрыт в скв. 13-Сотчемью, 1-Вост.Турышевская, 6-Турышевская, на склоне сирачойского рифа – в скв.9-Ираель. Разрез сложен светлыми доломитизированными известняками и пористо-кавернозными доломитами с реликтово-органогенной текстурой. Максимальная толщина сирачойских рифогенных отложений вскрыта в скважине 1-ВТ и составляет 250 м.
Депрессионный тип разреза сирачойского горизонта выделен в скв.12-Сев.Ираель, где он представлен высокоомной карбонатной пачкой, сложенной темноцветными битуминозными известняками, мергелями, толщиной около 50 м. Граница между сирачойскими и доманиково-ветласянскими отложениями проходит внутри доманикоидной толщи и является довольно условной.
Евлановский + ливенский горизонты - D3ev+lv
Нерасчлененные евлановский+ливенский горизонты (объединенные в ухтинскую свиту), как и сирачойские, представлены преимущественно мелководно-шельфовыми образованиями и фациями так называемых толщ заполнения, выделенных в усть-ухтинскую свиту. В зоне мелководного шельфа и над сирачойскими рифами евлановско-ливенские отложения залегают с размывом, в предрифовой впадине - согласно на подстилающих осадках. Мелководно-шельфовые отложения, развитые в зоне сирачойского барьерного рифа, сложены известняками, в различной степени доломитизированными, водорослевыми, светло-серыми с кремовым, зеленоватым, иногда вишнево-красным оттенками, тонко-горизонтальнослоистыми, скрытокристаллическими, перекристаллизованными, стилолитизированными, с прослоями мергелей и известковистых аргиллитов. Толщина мелководно-шельфовых отложений евлановско-ливенского возраста, вскрытых в скв. 1, 8, 11; 6,70-Турышевская и 13-Сотчемью, составляет 22-72 м.
Толща заполнения усть-ухтинского возраста, выделенная по ГИС в основании евлановского+ливенского горизонтов в скв. 9-Ираель (инт.1978-2030 м) и 12-Сев.-Ираель (инт.2040-2120 м), сложена переслаиванием глинистых известняков, мергелей, аргиллитов.
Рифогенный тип разреза евлановско-ливенского возраста вскрыт к востоку от изучаемого района скважинами Сотчемьюского и Северо-Ираельского нефтяных месторождений. Рифовые постройки располагаются на склонах аккумулятивных террас, образованных усть-ухтинской толщей заполнения. Литологически разрез сложен светлыми пористо-кавернозными вторичными доломитами с реликтовой водорослевой текстурой и биогермными (водорослевыми) известняками. На склонах рифовых построек появляются обломочные и органогенно-обломочные породы. Толщина рифогенных построек евлановско-ливенского возраста по данным бурения достигает 116-177 м.
Фаменский ярус - D3fm
Фаменский ярус, представленный в объеме нижнего и нижней части среднего подъярусов, несогласно перекрывает образования верхнефранского подъяруса.
Нижнефаменский подъярус - D3fm1
Нижнефаменский подъярус выделен в объеме задонского и елецкого горизонтов.
Задонский горизонт - D3zd
Задонские отложения, вскрытые всеми пробуренными скважинами, залегают с размывом на подстилающих евлановско-ливенских породах. Нижняя наиболее проницаемая их часть выделяется как пласт Ф0,особенностью которого, отличающего его от вмещающих пород является характерная «узорчатость», возникающая за счет перекристаллизации известняков.
По результатам исследования керна, отобранного в параметрической скважине 13-Сотчемью, пласт Ф0 в нижней части представлен известняками серыми, коричневато–серыми скрыто-тонкозернистыми, водорослевыми, перекристаллизованными, неравномерно доломитизированными, стилолитизированными, плотными, крепкими, прослоями плитчатыми.
В средней части пласта Ф0 развиты известняки серые, разнозернистые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, слоистые, плотные, крепкие, с прослоями органогенно-обломочных известняков, с тонкими слойками более темных мергелей и аргиллитов, стилолитизированные. По сравнению с нижней частью возрастает пористость, кавернозность, отмечены пятна нефтенасыщения и включения темно–коричневого битуминозного вещества. Прослоями присутствует заметное количество сферических водорослей, раковин остракод, реже – брахиопод.
Верхнюю часть пласта Ф0 слагают известняки серые, прослоями коричневые и темно–коричневые (за счет нефтенасыщения), сгустковые и сгустково-комковатые, мелкообломочные, неравномерно доломитизированные и выщелоченные, тонко- среднеслоистые, иногда волнистослоистые, с миллиметровыми прослоями известковистых аргиллитов и мергелей. Толщина пласта Ф0 в пределах исследуемого участка составляет 35-50 м.
Отложения пласта Ф0 являются промышленно нефтеносными на всех месторождениях Талыйю-Аресской группы.
Завершает разрез задонского горизонта пачка глинистых пород, в нефтепромысловой номенклатуре выделяемая как «репер Г», являющаяся флюидоупором для залежей нефти в пласте Ф0. Эта пачка представлена зеленовато - и голубовато-серыми, иногда темно-серыми аргиллитами и мергелями, плотными, хрупкими, неясно- горизонтальнослоистыми за счет тонких линзочек серого известняка. Граница с елецким горизонтом проводится по фаунистическим данным в кровле «репера Г» (Москаленко М. Н. и др., 1999 г.). Толщина «репера Г» 35-40 м.
Суммарная толщина задонского горизонта составляет 70-90 м.
Елецкий горизонт - D3el
Елецкий горизонт представлен толщей неравномерно переслаивающихся карбонатных пластов Ф1, Ф2, Ф3, Ф4 и межпластовых глинисто-карбонатных пачек, формировавшихся в мелководном морском бассейне с частой сменой режима осадконакопления. Пласт Ф1 сложен известняками серыми и темно-серыми, тонкозернистыми, плотными, крепкими, пятнисто доломитизированными, стилолитизированными, с прослоями зеленовато-серых мергелей и тонкими прослойками глин. Пласт обладает ухудшенными коллекторскими свойствами, что подтверждается результатами опробования в ряде скважин.
Продуктивный пласт Ф2, охарактеризованный керном в скв. 13-Сотчемью, в нижней части сложен известняками серыми, тонкозернистыми и скрытокристаллическими, неравномерно глинистыми и доломитизированными, стилолитизированными. Верхнюю проницаемую часть пласта слагают известняки серые и коричневые за счет нефтенасыщения, сгустково-комковатые, с водорослевыми желваками, прослоями со скоплениями онколитов и гравийных обломков. Толщина пласта Ф2 достаточно выдержана и составляет около 20 м. Отложения пласта Ф2 являются промышленно нефтеносными на Северо–Аресском и Сотчемьюском месторождениях .
Вышележащие пласты Ф3 и Ф4 сложены известняками светло-серыми, серыми, коричневато-серыми, сгустково-комковатыми и органогенно-обломочными, неравномерно перекристаллизованными, пятнисто доломитизированными, пористыми. Межпластовые глинисто-карбонатные пачки, являющиеся флюидоупорами для пластов Ф1-4, сложены переслаивающимися глинистыми, узловатыми и волнистослоистыми известняками и зеленовато-серыми мергелями. Толщина елецкого горизонта составляет 170-240 м.
Среднефаменский подъярус D3fm2
Среднефаменский подъярус выделяется в объеме усть-печорского горизонта.
Усть-печорский горизонт - D3up
Отложения этого горизонта представлены доломитами неравномерно глинистыми, сульфатизированными с тонкими прослоями известняков и мергелей. В нижней части горизонта выделяется проницаемый пласт-коллектор Ф5, водонасыщенный по результатам опробования скв. 63, 66. Толщина горизонта в зависимости от глубины предвизейского размыва колеблется от 0 до 26 м.
Каменноугольная система - C
Для отложений каменноугольной системы, представленных всеми тремя отделами, характерны относительно небольшие толщины, наличие внутриформационных перерывов с выпадением из разреза отдельных стратиграфических подразделений. В каменноугольном разрезе площади отсутствуют отложения турнейского яруса, а также нижневизейского подъяруса, частично размыты верхневизейские и серпуховские отложения, отсутствуют отложения башкирского яруса среднего карбона.
Нижний отдел - C1
Нижний отдел каменноугольной системы, представленный отложениями верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса, со стратиграфическим несогласием залегает на среднефаменских осадках. Литологически разрез сложен светлыми пористо-кавернозными известняками и доломитами, неравномерно сульфатизированными и окремненными, в основании разреза выделяется глинистая пачка. Толщина нижнекаменноугольных отложений составляет 60-100 м.
Средний отдел - C2
Среднекаменноугольные отложения, со стратиграфическим несогласием залегающие на нижнекаменноугольных, представлены московским ярусом, сложенным преимущественно биокластическими полидетритовыми известняками в различной степени доломитизированными. Толщина среднего отдела карбона составляет 140-170 м.
Верхний отдел - C3
Отложения верхнего отдела карбона представлены в основном известняками органогенно-детритовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, прослоями пористо-кавернозными, сульфатизированными, с прослоями вторичных доломитов и включениями кремня. Толщина отложений составляет 40-70 м.
Пермская система - P
Отложения пермской системы на рассматриваемом месторождении выделены в объеме нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел-Р1
Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским и кунгурским ярусами. Отложения артинского яруса в разрезе отсутствуют, и кунгурский ярус несогласно залегает на частично размытой поверхности карбонатов ассельско-сакмарского возраста. Ассельско-сакмарские отложения, со стратиграфическим несогласием залегающие на верхнекаменноугольных, представлены светлыми биоморфно-детритовыми и водорослево-фораминиферовыми известняками, неравномерно глинистыми и доломитизированными, участками пористыми и кавернозными. Толщина ассельско-сакмарских отложений составляет 138 -173 м.
Кунгурский ярус представлен толщей сульфатно-карбонатно-терригенных пород лагунно-морского генезиса - переслаиванием аргиллитов, глинистых известняков, мергелей, алевролитов с включениями гипса и ангидрита. Толщина его составляет 40-53 м.
Верхний отдел -P2
В составе верхнепермских отложений выделяются уфимский и нерасчлененные казанский+татарский ярусы. Отложения этого возраста представлены континентальными, озерно-аллювиальными преимущественно красноцветными, частью пестроцветными терригенными осадками.
Уфимский ярус представлен толщей неравномерного чередования полимиктовых песчаников, алевролитов, аргиллитов, с преобладанием последних, иногда встречаются мергели и глинистые известняки. Породы преимущественно красноцветные и пестроцветные, реже сероцветные. Толщина яруса составляет 236-273 м.
Нерасчлененные казанский + татарский ярусы представлены аллювиально-озерно-болотным комплексом фаций. Разрез сложен глинами серыми, красно-коричневыми, пестрыми, с увеличением вверх по разрезу карбонатности, встречаются прослои алевролитов и полимиктовых песчаников, на ряде площадей нефтенасыщенных, имеющих прерывистый характер распространения.
Толщина казанских+татарских отложений составляют 237-263 м.
Триасовая система - T
Отложения триасовой системы со стратиграфическим несогласием залегают на верхнепермских осадках, представлены нижним отделом в объеме чаркабожской и харалейской свит и средним отделом в составе ангуранской свиты. Разрез представлен ритмичным переслаиванием красновато-коричневых глин с зеленовато-серыми песчаниками и алевритами континентального аллювиально-озерного генезиса.
Толщина нижнетриасовых отложений составляет 288-335 м, среднетриасовых - 44-100 м.
Юрская система - J
Отложения юрской системы представленные нерасчлененными нижним и средним отделами, со стратиграфическим перерывом залегают на триасовых. Породы представлены континентальными, лагунными (пресноводными) и морскими образованиями - песками, песчаниками с подчиненными прослоями глин, алевролитов. Толщина юрских отложений составляет 75-130 м.
Четвертичная система - Q
Четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности юрских осадков, сложены суглинками, супесями с примесью гравия и гальки различных пород. Толщина их составляет 75-160 м.
В юго-западной части рассматриваемого лицензионного участка в зоне развития позднесирачойского рифового массива выделяется Восточно-Турышевская структура, по кровле задонских карбонатных отложений представленная тремя куполами. Восточно-Турышевская структура граничит на юге и юго-западе с Северо-Ираельской и Турышевской структурами, а на северо-востоке – с Сотчемьюской и Южно-Сотчемьюской структурами.
Впервые Восточно-Турышевскаятрехкупольнаяструктура была выявлена по результатам тематических работ по переинтерпретации материалов МОГТ 2Д прошлых лет (Федотов А.Л., 2008) и оконтурена по отражающему горизонту IIIf0(D3zd). Уже в следующем году по результатам работ МОГТ 2Д сейсмопартии 8-08 были уточнены амплитуда и очертания куполов Восточно-Турышевской структурной зоны и структура была подготовлена к глубокому бурению по ОГ IIIf0(D3zd) (Федотов А.Л., 2009).
В соответствии с результатами переинтерпретации в 2009 году по отражающему горизонту IIIf0(D3zd) наибольшие размеры и амплитуду имеет Восточно-Турышевский купол – 1. Купол представлен антиклинальной складкой северо-восточного простирания с более крутым восточным крылом, обращенным в сторону глубоководного склона сирачойского рифа, и более пологим и изрезанным малоамплитудными прогибами западным крылом. Купол отделен от Турышевской структуры малоамплитудным прогибом. Размеры структуры по ОГ IIIf0 в контуре изогипсы минус 1695 м составляют 2.2х1.7 км, амплитуда 33 м (табл. 1).
Таблица 1
Морфологическая характеристика куполов Восточно-Турышевской структуры по отражающему горизонту IIIf0(D3zd)
В зоне выделенного по ОГ IIIf0 купола 1 Восточно-Турышевской структуры по ОГ IIId и III-IV выделяется малоамплитудная приразломная структура одноименного названия. По отражающему горизонту III-IV (D-S), приуроченному к эродированной поверхности силурийских отложений, перекрытых нижнефранскими образованиями, структура имеет сложную извилистую форму и осложнена несколькими изометричными самостоятельными куполами амплитудой 5-7 м. В контуре изогипсы минус 2135 м размеры купола 1 составляют 3.8х1.3 км, амплитуда 10 метров. В южной части структуру по отложениям силура и нижнего франа осложняет кольцевое тектоническое нарушение, к которому с востока примыкает свод купола, очерченного изогипсой минус 2125 м. В северной части складку осложняет еще один имеющий изометричную форму купол, очерченный изогипсой минус 2130 м.
В сводовой части купола 1 одноименной структуры в 50 м юго-западнее ПК 21 профиля 8-08-10 в 2010 году пробурена поисковая скважина 1-Восточно-Турышевская, вскрывшая при забое 2250 м тиманские отложения франского яруса верхнего девона. При испытании в процессе бурения II объекта из интервала 1825,5-1865 м, соответствующего задонским отложениям, был получен приток нефти в объеме 0,29 м3 за 1ч 15 мин стояния на притоке.
Купол 2 Восточно-Турышевской структуры представлен антиклинальной складкой северо-восточного простирания с более крутым восточным крылом, обращенным в сторону глубоководного склона сирачойского рифа, и более пологим западным крылом. В контуре изогипсы минус 1695 м размеры купола по ОГ IIIf0 составляют 1.6 х 1.2 км, амплитуда 30 м. В 2013 году в присводовой части купола пробурена поисковая скважина 8. При испытании в эксплуатационной колонне промышленные притоки нефти получены из задонских и евлановско-ливенских отложений. Пробуренная в непосредственной близости к востоку от купола 2 Восточно-Турышевской структуры поисковая скважина 9-Ираельская находится в неблагоприятных структурных условиях. Скважина пробурена в пределах глубоководного склона сирачойского барьерного рифа. Нефтепроявлений по керновым материалам и данным ГИС в скважине 9 не обнаружено, опробование скважины не производилось.
Расположенный северо-восточнее купол 3 Восточно-Турышевской структуры по ОГ IIIf0 представлен антиклинальной складкой северо-восточного простирания. В контуре предельно замкнутой изогипсы минус 1695 м имеет размеры 1.2 х 0.5 км, амплитуду - 15 м (табл. 1). В своде структуры во втором полугодии 2013 года пробурена скважина скв.11-Юж. Сотчемью глубиной 1918 м, вкрывшая кровлю задонских карбонатов на отметке минус 1698 м. В результате опробования скважины установлена промышленная нефтеносность задонских и евлановско-ливенских отложений верхнего девона.
Краткие сведения о нефтеносности района
По нефтегазогеологическому районированию рассматриваемое Восточно-Турышевское месторождение расположено в пределах Верхнелыжско-Лемьюского нефтегазоносного района (НГР) Ижма-Печорской нефтегазоносной области (НГО), промышленная нефтеносность которого установлена в двух нефтегазоносных комплексах: доманиково-турнейском карбонатном и верхнепермском терригенном. В первом из них залежи нефти установлены в отложениях нижнефаменского подъяруса верхнего девона (пласты Ф0, Ф2-Ф4). В верхнепермском терригенном НГК залежи нефти приурочены к невыдержанным по площади линзовидным песчаным пластам-коллекторам в отложениях уфимского и казанского ярусов верхней перми. Нефтепроявления различного характера и непромышленные притоки нефти отмечались в терригенных коллекторах среднедевонско-нижнефранского НГК и нижнепермских карбонатах.
В осадочном чехле Тимано-Печорского седиментационного бассейна выделяется девять нефтегазоносных комплексов (НГК). В разрезе осадочного чехла исследуемой территории вскрыты и в различной степени изучены шесть НГК:
1. верхнеордовикско-силурийский карбонатный;
2. среднедевонско-нижнефранский терригенный;
3. доманиково-фаменский карбонатный;
4. верхневизейско-нижнепермский карбонатный;
5. верхнепермский терригенный;
6. мезозойский терригенный.
Верхнеордовикско-силурийский карбонатный НГК
Нефтегазоносный комплекс распространен на территории всей Лемьюской ступени. На исследуемой площади он является наименее изученным. Карбонатные пласты-коллекторы приурочены к отложениям нижнего силура (джагалский, филиппъёльский горизонты). В направлении с востока и северо-востока на запад и юго-запад увеличивается глубина размыва силурийских отложений. На площади исследований под предфранский размыв выходят карбонатные отложения джагалского горизонта нижнего силура.
Опробование комплекса ИП проводилось в целом ряде скважин: 13-Сотчемьюская, 12-Северо-Ираельская, 30 и 35-Восточно-Ираельская, 60-Западно-Ираельская, 31-Турышевская. Из всех опробованных интервалов получена либо минерализованная вода, либо притоков не получено.
В целом на территории Верхнелыжско-Лемьюского НГР признаков нефтеносности в силурийских отложениях не установлено, что, по-видимому, обусловлено отсутствием надежного флюидоупора в сочетании с незначительными амплитудами локальных поднятий.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК на рассматриваемой площади сложен отложениями яранского, джьерского и тиманского горизонтов нижнефранского подъяруса верхнего девона. Наиболее высокоемкими коллекторскими свойствами обладают песчаники яранского горизонта нижнефранского подъяруса. В джьерском и низах тиманского горизонтов возрастает доля глинистых пород, что позволяет рассматривать эту часть разреза как «рассеивающую» толщу. Слагающие данный комплекс поддоманиковые терригенные осадки в целом представляют собой гидродинамически единый сложнопостроенный резервуар, отдельные песчаные пласты-коллекторы которого постепенно выклиниваются с востока на запад.
Среднедевонская часть комплекса, присутствующая на соседних площадях, была опробована на Восточно-Сотчемью-Талыйюской, Сунаельской площадях и в скважине 3-Лемью. Из всех интервалов получена минерализованная вода. В скважинах 3-Лемью и 6-Восточно-Сунаель – минерализованная вода с растворенным газом.
Непромышленные залежи нефти и нефтепроявления в джьерских и тиманских отложениях Верхнелыжско-Лемьюского НГР приурочены к маломощным пластам песчаников. Коллекторы характеризуются резкой невыдержанностью и мозаичным распространением по площади, поэтому поиски залежей сопряжены со значительными трудностями.
Положительные результаты в виде непромышленных притоков нефти были получены при опробовании нижнефранских поддоманиковых отложений в скважинах 1-Сотчемью, 1-Ираель, 35-Восточно-Ираель, 1-Сунаель. Приток нефти из джьерских песчаников получен в скв. 1-Сотчемьюская (инт. 2228-2235 м) дебитом 1,5 м3/сут по подъему уровня. В скважине 1-Ираель в керне в интервале 2202 - 2206 м было отмечено нефтенасыщение. При опробовании интервалов 2204 - 2209 м был получен приток нефти с минерализованной водой (нефти 1,3 м3/сут). В скважине 7-Сунаель при опробовании интервала 2148 - 2213 м получен буровой раствор с пленкой нефти. Притоки минеральной воды с пленкой нефти были получены в скважине 2-Ираель, с нефтяной эмульсией - в скважине 4-Ираель.
Полученные сведения о нефтеносности позволяют положительно оценивать перспективы данного комплекса. Наличие малоамплитудных структур в сочетании с выклиниванием отдельных стратиграфических подразделений среднедевонско-нижнефранского комплекса создает предпосылки для обнаружения здесь структурно-стратиграфических ловушек.
Доманиково-фаменский карбонатный НГК
По количеству открытых месторождений в рассматриваемом НГР этот комплекс занимает первое место. Залежи нефти приурочены чаще всего к карбонатному пласту Фо, реже – к пластам Ф2, Ф3, Ф4 нижнефаменского подъяруса. Основным флюидоупором для пласта Фо является глинистая пачка в кровле задонского горизонта (репер “Г”). Сверху комплекс ограничен флюидоупором – глинистой пачкой, залегающей в основании визейского яруса. Роль покрышек также могут выполнять межпластовые карбонатно-глинистые пачки, перекрывающие пласты Ф1 - Ф4.
Залежи нефти приурочены к Талыйю-Аресской группе брахиантиклинальных структур, расположенных цепочкой вдоль зоны развития верхнефранских барьерных рифов. Отсутствие покрышек над рифовыми телами предопределило приуроченность залежей к толще облекания верхнефранских рифов. Залежи нефти выявлены на Северо-Ираельском, Нерцовском, Западно-Аресском, Аресском, Северо-Аресском, Турышевском, Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях.
На Восточно-Турышевском месторождении продуктивными являются задонские и евлановско-ливенские отложения. Тип коллектора поровый и каверново-поровый. Пористость коллекторов по ГИС варьирует в пределах от 5 до 10%.
Вышележащие карбонатные пласты Ф2–Ф4 в отложениях елецкого горизонта являются продуктивными на ряде месторождений.
Пласт Ф1 по интерпретации данных ГИС и результатам многочисленных опробований на сопредельных структурах характеризуется низкими коллекторскими свойствами и не является продуктивным.
В пласте Ф2 выявлены залежи нефти на Сотчемьюском, Турышевском, Аресском, Западно-Ареcском и Северо-Ареcском месторождениях. На Сотчемьюском месторождении дебиты нефти изменяются от 7 до 90 м3/сут, на Турышевском и Аресских месторождениях – от 0,7 до 7,7 м3/сут. В скважинах Восточно-Турышевского месторождения пласт Ф2 по ГИС является водонасыщенным.
В пластах Ф3 и Ф4 выявлены залежи нефти на Северо-Ареcском месторождении. Нефтепроявления в пласте Ф3 отмечены также на Аресском месторождении , где при совместном опробовании пластов Ф3 и Ф4 в скважине № 4 в открытом стволе получено 0,2 м3 нефти за 130 мин. В скважине 50-Северо-Ираель при опробовании ИП пласта Ф4 в интервале 1565 - 1590 м получена смесь фильтрата бурового раствора, нефти и минерализованной воды в объеме 3,7 м3 за два цикла стояния на притоке (35 мин).
Все установленные в пластах Ф2 - Ф4 залежи пластового и неполнопластового типов.
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК относительно выдержан по площади, суммарная толщина его составляет 400-450 м. Комплекс перекрыт карбонатно-глинистым кунгурским флюидоупором. Возможно также наличие локальных экранов в подошве серпуховского и московского ярусов. Залежей углеводородов в данном комплексе в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР не установлено, хотя признаки нефтеносности отмечаются в ряде скважин.
Наиболее вероятный стратиграфический уровень возможного нефтенасыщения – кровля карбонатов нижней перми. В скв. 13-Сотчемьюская, вскрывшей кровлю нижнепермских карбонатов при опробовании в процессе бурения с помощью ИП кровельной части рассматриваемого комплекса из инт. 1112-1114 м за 105 мин стояния на притоке получен фильтрат бурового раствора (ФБР) с пленкой нефти в объеме 0,2 м3. В скв. 250-Сотчемьюская в керне, отобранном из инт. 1151-1154 м (P1a+s) отмечались примазки нефти и запах H2S.
В скв. 21-Восточно-Сотчемьюская при опробовании ИП в процессе бурения инт. 1204-1210 м получен приток пластовой воды в объеме 6,5 м3 с пленкой нефти. В остальных скважинах (24, 60, 68-Сотчемьюские, 22, 23, 61-Восточно-Сотчемьюские, 28, 31, 62, 71-Талыйюские) при опробовании кровельной части верхневизейско-нижнепермского НГК получены притоки пластовой воды. Результаты опробования, данные ГИС и керна позволяют предполагать в нижнепермских карбонатах остаточное нефтенасыщение или наличие незначительных по величине залежей сильно гипергенно измененной нефти.
Верхнепермский терригенный НГК
Рассматриваемый комплекс выделяется в составе уфимского, казанского и татарского ярусов верхней перми, связываемых с зонами развития русловых фаций.Верхнепермский терригенный НГК продуктивен на Лемьюской, Вельюской, Среднекосьюской, Верхнекосьюской, Безымянной, Сунаельской, Северо-Мичаюской и Исаковской площадях.
На Турышевской площади также отмечены признаки нефтеносности верхнепермских отложений. В скважине 72 опробованием пласта песчаника, выделенного по ГИС как продуктивный, в интервале 792 - 799 метров получен незначительный приток нефти. В скважине 70 из интервала 841 - 844 м поднят керн с выпотами вязкой нефти.
Притоки нефти получены также в скв.12- и 64-Северо-Ираель, по данным ГИС в скважине 60-Северо-Ираель пласт песчаника P2-29 является продуктивным.
Притоки нефти из казанских отложений верхней перми были получены на Западно-Аресской площади (скв. 33, 34).
Небольшие притоки нефти были получены в скважинах 4-Аресская, 1, 6, 7-Сунаельские. Нефтенасыщение в керне отмечалось в структурно-поисковых скважинах 456, 457-Ираельские, 900-Сотчемьюская.
Залежи нефти пластовые сводовые, литологически ограниченные, незначительные по запасам УВ. Строение верхнепермского резервуара осложнено наличием большого количества разрывных нарушений, имеющих природу гравитационного скольжения, разбивающих верхнепермские отложения на многочисленные разновысокие тектонические блоки. Нарушения секут породы казанского яруса, затухают в отложениях уфимского яруса и находят отражение в зонах развития трещиноватости в карбонатных отложениях нижней перми.
В целом имеющиеся сведения по нефтеносности комплекса позволяют положительно оценивать его перспективы.
Мезозойский терригенный НГК
Мезозойский условный терригенный НГК в связи с отсутствием региональных и зональных покрышек, небольшой глубиной залегания и приуроченностью к зоне активного водообмена поискового интереса на площади не представляет.
Источник: Оперативный прирост запасов углеводородов Восточно-Турышевского нефтяного месторождения по результатам бурения поисковых скважин № 8 и № 11. Лицензия СЫК 02126 НР. Договор № 5. Плыкина Е.А. 2014
Следующее Месторождение: Пешковское