Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Открытие
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 20.95 км²
Западно-Сарутаюское месторождение
В административном отношении Западно-Сарутаюский лицензионный участок расположен на территории Ненецкого автономного округа, в 100 км на восток от города Нарьян-Мар. Ближайший населённый пункт - поселок Харьягинский располагается в 50 км к юго-востоку от площади работ. Центр нефтедобычи региона – город Усинск (аэропорт и ближайшая железнодорожная станция) расположен в 250 км от площади работ. Обзорная карта района работ представлена на рис. 1.
Рис.1. Обзорная карта района работ
Участок расположен в пределах пологонаклонной равнины позднечетвертичного возраста. Равнинную поверхность тундры пересекают в разных направлениях невысокие (30-70 м) короткие гряды и хребты, холмы и группы холмов, достигающих высоты 10-30 м. Склоны холмов и гряд пологие (5-10°), вершины и гребни плоские. Широкие плоские понижения между холмами и грядами пересечены реками и речками, а также множеством озер. Большинство долин рек, пересекающих тундру, врезаны на глубину 10-30 м и имеют крутые (15-20°), иногда обрывистые склоны. Лишь на отдельных участках, долины рек расширяются, их склоны становятся пологими, а дно плоским и заболоченным.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Основанием для составления литолого-стратиграфического разреза послужили материалы, полученные в результате бурения скважин в северной части Колвинского мегавала: Западно-Сарутаюской (скважины 601П, 602П, 603П, 52, 93) Ненецкой (701П, 702П, 703П), Восточно-Ярейюской (скважины №№ 300, 301), Сарутаюской (скважины №№ 63-72, 76-78), Хановейской (скважина № 1), Инзырейской (скважины №№ 201-206, 208), Северо-Харьягинской (скважины №№ 1-6, 8-12, 221) площадей, результаты сейсморазведочных работ, а также литофациальных исследований ГУП РК ТП НИЦ. Стратиграфическая характеристика разреза дана в соответствии со стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции (ТП НИЦ, Никонов, 1996).
Разрез лицензионного участка изучен глубоким бурением от четвертичных до среднедевонских отложений включительно. Мощность среднедевонских отложений вскрытых в скважине 602П – 224 м. Венд-кембрийский складчатый фундамент, ордовикские, силурийские, нижне- и частично среднедевонские отложения на рассматриваемой территории скважинами не вскрыты, их характеристика приводится по сейсморазведочным данным и по результатам бурения на площадях вблизи лицензионного участка.
Ордовикская система - О
Согласно унифицированной схемы Тимано-Печорского субрегиона Русской платформы, ордовик с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на складчатом фундаменте и представлен двумя отделами: средним и верхним. Нижнеордовикские отложения по данным сейсморазведки и бурения на площадях вблизи лицензионного участка отсутствуют. На Печоро-Колвинском авлакогене ордовикские отложения бурением не вскрыты, по данным сейсморазведочных работ и интерполяции литолого-фациальных карт предполагаются те же стратиграфические объемы и обстановки, как и в прибортовой части Хорейверской впадины.
По данным бурения глубоких скважин Хорейверской впадины, средне-верхнеордовикские отложения представлены глинистыми и алевритистыми доломитами, в среднем части с прослоями седиментационных сульфатов.
Силурийская система-S
Силурийские отложения залегают без видимого перерыва на верхнеордовикских и включают два отдела: нижний и верхний. Мощность силура, по данным сейсморазведки и бурения, на Колвинском мегавале изменяется от 1000 до 1600 м, на лицензионном участке прогнозируемая мощность силурийских отложений составляет 1600 м.
Нижний отдел – S1
Отложения нижнего силура на Колвинском мегавале частично вскрыты лишь на Харьягинской площади сверхглубокой скважиной № 1-Колвннская и представлены преимущественно карбонатными породами.
Мощность нижнего силура на Колвинском мегавале по данным бурения скважины № l-Колвинская составляет свыше 570 м.
Нижний силур на рассматриваемой территории выделен в объеме лландоверийского и венлокского ярусов.
Лландоверийский ярус-S1l
В составе лландоверийского яруса выделены джагалский и филипъельский горизонты, которым соответствуют макарихинская и сандивейская свиты. Они представлены вторичными доломитами, прослоями органогенно-детритовыми, неравномерно пористо-кавернозными, битумонасыщенными, с редкими прослоями седиментационных доломитов и глинисто-доломитовых пород в кровле и подошве сандивейской свиты и с прослоями сульфатов (ангидритов) в нижней части макарихинской свиты. Мощность отложений составляет около 300-400 м.
Венлокскнй ярус – S1v
Венлокскому ярусу соответствует седьельский горизонт, а последнему - веякская свита. Отложения представлены известняками и вторичными доломитами, прослоями органогенно-детритовыми, неравномерно пористо-кавернозными, битумонасыщенными, мощностью 150-300 м.
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения залегают согласно на нижнесилурийских и сложены глинистыми известняками с многочисленными органическими остатками и плотными доломитами с эвригалинным комплексом фауны. Мощность верхнего силура на Колвинском мегавале по данным бурения скважины № 1-Колвинская составляет свыше 930 м.
Девонская система – D
Девонские отложения выделены в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Нижний отдел – D1
Нижнедевонские отложения залегают согласно на верхнесилурийских, выделяются в объеме лохковского яруса. В пределах Колвинского мегавала мощность нижнего девона максимальна на Ярейюской и Харьягинской площадях (до 800-1500 м), на Западно-Сарутаюской площади предполагаемая мощность около 760 м, а в районе Инзырейской структуры мощности сокращаются до 108 м (скважина № 205).
Средний девон – D2
Среднедевонские отложения трансгрессивно, с большим стратиграфическим несогласием залегают на нижнедевонских и резко отличаются от подстилающих толщ по литолого-фациальным признакам. Наиболее полные и хорошо изученные разрезы среднего девона вскрыты к югу от рассматриваемой территории - на Харьягинской площади. Эти разрезы являются типовыми, а на основе разработанной по ним местной стратиграфической шкалы производится расчленение и корреляция всех остальных менее изученных разрезов среднего девона северных районов Печоро-Колвинского авлакогена.
В соответствии с унифицированной стратиграфической шкалой ТПП средний девон подразделяется на эйфельский и живетский ярусы.
Эйфельский ярус - D2ef
Эйфельский ярус включает, бийский. кедровский, омринский и колвинский горизонты.
В пределах Колвинского мегавала подошва эйфельского яруса вскрыта единичными скважинами, но судя по немногочисленным данным (скважина № 1-Колвинская), бийский горизонт на этой территории отсутствует и разрез эйфельского яруса начинается с кедровского горизонта, а общая мощность яруса может достигать 300 м и более.
В типовом разрезе Харьягинской площади эйфельский ярус, в соответствии с его ритмичным строением, подразделен на две свиты - возейшорскую и колвинскую. Первая из них соответствует кедровско-омринскому интервалу разреза, в объеме колвинской свиты выделяется одноименный субрегиональный горизонт. Сходный разрез вскрыт на Восточно-Ярейюской площади.
В нижней половине возейшорской свиты (200 м) преобладают кварцевые сероцветные тонко-мелкозернистые песчаники и алевролиты с кварцевым регенерационным цементом, иллитовым или сидеритовым цементом. Вверх по разрезу нарастает глинистость. В средней части свиты широко развиты черно-серые аргиллиты, в которых появляются прослои известняков с остатками разнообразных морских ископаемых организмов. В кровле свиты вновь появляются глинистые алевролиты и тонкозернистые песчаники.
Колвинская свита(80-110 м) - реперное подразделение в разрезах Колвинского мегавала, отчетливо прослеживается по литологическим признакам, каротажной и палеонтологической характеристикам. Свита состоит из трех пачек: нижней - песчано-алевритовой, средней - карбонатно-глинистой и верхней – песчано-алевритовой.
В отличие от нижневозейшорской подсвиты, нижнеколвинские песчаники более крупнозернистые с кварцевой галькой и прослоями гравелитов; алевролитов и аргиллитов здесь меньше. Песчаники также кварцевые, светло-серые, хорошо сортированные с сидеритовым, хлорит-иллитовым и регенерационным кварцевым цементом. Аргиллиты верхнеколвинской подсвиты темные, коричневато-серые, известковистые. Известняки коричневато-серые, тонкокристаллические и глинистые, комковатые с многочисленными остатками морских ископаемых организмов.
Живетскнй ярус – D2zv
Живетскому ярусу в ТПП соответствует старооскольский надгоризонт. На территории лицензионного участка живетские (старооскольские) отложения залегают на эйфельских толщах с небольшим несогласием, возможно, с неглубоким эрозионным «врезанием».
По керну скважин 601П, 602П, 603П живетский ярус представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Песчаники сероцветные, прослоями с неравномерным буроватым оттенком за счет слабого остаточного нефтенасыщения, кварцевые, мелко-среднезернистые, с прослоями крупнозернистых разностей, плотные, крепкие. Алевролиты серые, кварцевые, неравномерно глинистые, плотные. Аргиллиты темно-серые, тонко-горизонтальнослоистые, по наслоению с унифицированным растительным детритом и растительными остатками. Формирование этих образований, скорее всего, связано с мелководными открыто-шельфовыми обстановками.
Судя по разрезам немногочисленных скважин, вскрывших подошву живетских отложений, мощность их не выдержана и изменяется от 60-80 до 200-250 м и более, достигая максимума в осевой части Ярейюского вала. На Западно-Сарутаюском участке мощность живетских отложений составляет 140-170 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения трансгрессивно залегают на живетских и эйфельских толщах. В пределах отчетного участка общая мощность верхнего девона изменяется от 1510 до 1540 м, лишь на крайнем северо-западе Колвинского мегавала (Заподно-Хыльчуюская площадь) существенно сокращается до 640 м как за счет выпадения низов верхнего девона, так и по причине его денудации сверху.
Верхний отдел девона подразделяется на франский и фаменский ярусы.
Франский ярус – D3f
Франский ярус отличается наиболее резкой фациальной изменчивостью и по латерали, и по вертикали. Нижняя его часть сложена крайне мелководными обломочными образованиями при подчиненной доле глинистых пород. В верхней части преобладают морские глинисто-карбонатные отложения. Общая мощность франских отложений составляет 840-990 м (885-905 м на Западно-Сарутаюском участке), резко уменьшаясь до 226 м в направлении к Западно-Хыльчуюской площади.
Во франском ярусе выделяются нижний, средний и верхний подъярусы. Нижний подъярус охватывает яранский, джъерский и тиманский горизонты, среднему отвечают саргаевский и доманиковый горизонты, верхнему - ветласянский, сирачойский, евлановский и ливенский.
Яранский и джьерский горизонты на Колвинском мегавале распространены только в разрезах Ярейюского вала, на Западно-Сарутаюской, Ненецкой, Коробковской площадях и севернее Харьягинского вала.
Яранский и джьерский горизонты мощностью 235-240 м представлены ритмичным переслаиванием крайне мелководных (дельтовых, частично, возможно, и надводных) образований – песчаников, алевролитов, аргиллитов. Для пластов характерны невыдержанность, линзовидность, литологическое замещение. В основании яранского горизонта возможны эрозионные «врезания» по типу «заполнения вложенных долин».
В отличие от среднего девона, для нижнефранских песчаников характерен более разнообразный петрографический состав. Кроме преобладающего кварца, для них закономерно присутствие обломков разнообразных пород, кремней, зерен полевых шпатов, слюд, примеси вулканогенного материала. Более обилен и разнообразен в нижнефранских обломочных породах и цемент: иллитовый, хлоритовый, шамозитовый, каолинитовый, сидеритовый, кремнистый. Для яранского и джьерского горизонтов характерны зеленоватые, розоватые, а также пятнистые пестроцветные окраски пород. Песчаники яранского и джьерского горизонтов, судя по керну скважин Западно-Сарутаюской, Инзырейской, Харьягинской площадей, где доказана продуктивность, обладают хорошими коллекторскими свойствами.
К северу и востоку от Западно-Сарутаюского ЛУ наблюдается седиментационное выклинивание нижней (яранской?) части, что сопровождается уменьшением их толщин и утончением гранулометрического состава обломочного материала.
Для вышележащей ярейюской свиты, являющейся региональной покрышкой, условно принят тиманский-саргаевский возраст.
Судя по керну скважин 601П Западно-Сарутаюская, 1 –Хановейская, 301 – Восточно-Ярейюская, тиманский горизонт состоит из широко распространенных по латерали относительно монотонных зеленовато-серых аргиллитов с прослоями алевролитов, известняков и песчаников. Алевролиты зеленовато-серые и красновато-вишневые, слабо известковистые, плотные, с унифицированным растительным детритом по наслоению. Известняки темно-серые и зеленовато-серые, тонкозернистые, глинистые, плотные, крепкие, с фауной брахиопод, остракод, криноидей. Песчаники красновато-вишневые, розовые и розовато-серые, средне-мелкозернистые, неравномерно известковистые, плотные, крепкие, местами переходящие в проницаемые, горизонтально-волнистослоистые, с единичными остракодами, брахиоподами, члениками криноидей. Новые проявления вулканизма в раннетиманское время сказались в появлении туфов и туфогенной примеси в отложениях. Мощности горизонта на Западно-Сарутаюском участке составляют 70-75 м. В южном направлении они увеличиваются и на Хановейской площади достигают 168 м. Сокращение мощностей наблюдается в северном и восточном направлениях. Породы горизонта служат региональным флюидоупором.
Саргаевский горизонт сложен аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников и известняков. К югу от изучаемой территории доля известняков увеличивается.
Мощность саргаевского горизонта в северной части Колвинского мегавала изменяется от 9 м до 240 м, возрастая в северном направлении. На Западно-Сарутаюском участке мощности составляют 85-95 м.
На крайнем северо-западе, на Западно-Хыльчуюском палеоподнятии низы франского яруса в разрезе отсутствуют и на фундаменте залегают породы верхнефранского подъяруса.
Доманиковый горизонт на Западно-Сарутаюской площади представлен известняками темно-серыми, окремненными, прослоями глинистыми. Их образование происходило в мелководношельфовых фациях. Мощность доманиковых отложений здесь составляет около 60 м. К востоку от изучаемой территории разрез изменяется на фации относительно глубоководного шельфа и сложен депрессионными битуминозно-глинисто-кремнисто-карбонатными породами (битуминозные известняки и сланцы, кремнеизвестняки, доломитизированные известняки). Рифогенные известняки формируют органогенные банки и рифовые барьеры на западных и юго-западных границах глубоководной впадины в районе скважин №№ 300-Восточно-Ярейюская, 1-Хановейская, 251-Инзырейская, где имеют мощность порядка 80 и более метров.
Верхнефранские отложения согласно залегают на доманиковых. В составе верхнефранского подъяруса выделяют ветласянский - D3vt, сирачойский - D3src и евлановский – D3ev + ливенский – D3lv (не расчлененные) горизонты.
Ветласянский горизонт в районе бурения сложен мелководно-шельфовыми образованиями, представленными аргиллитами зеленовато-серыми с подчиненными прослоями алевролитов.
Сирачойский горизонт представлен мелководношельфовыми известняками доломитизированными, крепкими, кавернозными.
Евлановский+ливенский горизонты представлены переслаиванием известняков, известковистых аргиллитов и алевролитов. Их образование происходило в мелководно-шельфовых (зарифовых) фациях.
Фаменскнй ярус – D3fm
Фаменские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на верхнефранских. Фаменский ярус подразделяется на нижний, средний и верхний подъярусы. В составе яруса выделены задонский, елецкий, устьпечорский, зеленецкий, нюмылгский горизонты (последние два объединяются в джебольский надгоризонт). Все эти подразделения представлены в мелководношельфовых фациях. Общая мощность фаменского яруса на Западно-Сарутаюском участке составляет 630-640 м. В северном направлении она увеличивается до 650 м, а в южном сокращается до 150 м.
Задонский и елецкий нерасчлененные горизонты мощностью 290 м сложены известняками в разной степени доломитизированными с редкими прослоями мергелей. Для усть-печорского горизонта характерно переслаивание глинистых и доломитизированных известняков с редкими прослоями мергелей. Мощность горизонта на отчетной площади составляет около 330 м.
Джеболский надгоризонт представлен известняками, в разной степени доломитизированными, вверх по разрезу с частыми прослоями мергелей и глин. Его мощность на Западно-Сарутаюском участке составляет около 20 м, увеличиваясь в северо-западном направлении до 200 м на Восточно-Ярейюской площади и сокращаясь в восточном и юго-восточном направлении до полного выклинивания.
Каменноугольная система подразделена на три отдела: нижний, средний и верхний, сложенных преимущественно карбонатными породами.
Общая мощность каменноугольных отложении в границах Западно-Сарутаюского участка составляет 690-755 м, увеличиваясь в северо-западном направлении, и сокращаясь в юго-восточном.
Нижний отдел – С1
Нижний отдел включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Мощность его составляет 550-575 м, в юго-восточном направлении наблюдается сокращение мощностей до 315 м на Среднехарьягинской плошади.
Турнейский ярус – C1t
Турнейский ярус присутствует практически в полном объеме в составе нижнетурнейского и верхнетурнейского подъярусов, н лишь незначительная по мощности верхняя часть кизеловского горизонта (верхнетурнейский подъярус) была эродирована во время предвизейского перерыва. Сложен турнейский ярус известняками серыми с буроватым оттенком, органогенно-детритовыми, прослоями мелко-тонкозернистыми, сгустково-комковатыми, в различной степени доломитизированными, с тонкими прослоями аргиллитов и алевролитов в основании подъярусов. Накопление турнейской толщи происходило в мелководно-шельфовых условиях.
В исследуемом районе мощность яруса составляет около 80 м, в восточном направлении (Инзырейская площадь) происходит уменьшение яруса до объема нижнетурнейского подъяруса, а дальше на восток и до полного его отсутствия. Наращивание мощностей до 110 м наблюдается на Хыльчуюской и Ярейюской площадях.
Визейский ярус-C1v
Визейский ярус присутствует в объеме кожимского и окского надгоризонтов. Общая мощность в исследуемом районе составляет около 230 м. Увеличение мощностей до 270 м наблюдается в северо-западном направлении (Южно-Хыльчуюская площадь), а сокращение до 100 м к югу от изучаемых участков (скважина № 1-Колвинская).
Кожимский надгоризонт- C1kz
Кожимские отложения выделяются в объеме бобриковского горизонта. В бобриковское время на исследуемой территории существовала прибрежная низменная равнина. В начале в условиях прибрежных низменных равнин, изредка заливаемых морем, накапливались песчано-алевритовые и глинистые осадки с большим содержанием углистого растительного детрита. Во вторую его половину условия седиментации изменились - стали более мористыми и накапливались алевритово-глинистые и известковые илы с остатками морских организмов: фораминифер, остракод и криноидей.
Мощность надгоризонта на изучаемой площади составляет около 70 м.
Окский надгоризонт – C1ok
В составе окского надгоризонта выделяются тульский горизонт средневизейского подьяруса и нерасчлененные алексинский, михайловский и веневскнй горизонты верхневизейского подъяруса.
Тульский горизонт залегает на отложениях кожимского надгоризонта (бобриковский горизонт). В восточных разрезах (Инзырейская площадь) он трансгрессивно перекрывает турнейский, а затем и фаменский ярусы.
В целом для разреза окского надгоризонта характерно неравномерное чередование серых биоморфных, био- и литокластических известняков и тонко-мелкозернистых доломитов. Количество последних увеличивается вверх по разрезу. В основании тульского и алексинского горизонтов прослеживаются глинисто-алевролитовые пачки. Карбонатные породы в верхней части окского надгоризонта доломитизированные, неравномерно выщелоченные и трещиноватые. Каверны и трещины залечены сульфатом. Накопление пород окского надгоризонта происходило в прибрежно-морских и мелководно-шельфовых условиях.
Общая мощность окского надгоризонта на исследуемой площади достигает 155-160 м, сокращаясь в южном направлении до 100 м в скважине 1-Колвинская.
Серпуховский ярус-C1s
Серпуховскнй ярус присутствует в объеме нижнего и верхнего подъярусов, соответствующих заборьевскому и старобешевскому надгоризонтам. Накопление осадков серпуховского яруса происходило в мелководно-шельфовых условиях. Мощность яруса составляет 240-260 м.
Нижнесерпуховский подъярус – C1s1
Нижнесерпуховский подъярус установлен в объеме нерасчленненых тарусского и стешевского горизонтов. Литологически он подразделяется на две толщи: нижнюю, менее мощную, известково-доломитовую, прослоями глинистую и верхнюю доломитово-сульфатную (доломиты, ангидриты, известняки). Ангидриты светло-серые с буроватым, желтоватым и голубоватым оттенками, разнозернистые, с многочисленными прожилками, разноориентированными трещинками и микротрещинками, выполненными доломитом. Доломиты буровато-серые и буровато-темно-серые, мелко- и тонкозернистые, неравномерно битуминозные и сульфатизированные, участками с реликтово-органогенной структурой, прослоями пористые, кавернозные, с гнездами сульфатов. Известняки серые, реже светло-серые, разнозернистые, неравномерно доломитизированные, прослоями детритовые, сульфатизированные, пористые.
Мощности подъяруса в пределах лицензионного участка равны 170-190 м.
Верхнесерпуховскин подъярус - C1s2
Верхнесерпуховские отложения выделяются в объеме нерасчлененных протвинекого, запалтюбинского и вознесенского горизонтов. На исследуемом участке в результате предбашкирского перерыва верхняя часть верхнесерпуховских отложений (Вознесенский горизонт) была размыта. Подъярус сложен преимущественно известняками с прослоями доломитов в нижней части и маломощными пропластками глин. Известняки серые, светло-серые с буроватым оттенком, тонко-среднезернистые, органогенно-детритовые, прослоями водорослевые, доломитизированные, неравномерно перекристаллизованные, в основании глинистые, плотные, крепкие. Доломиты вторичные, серые с буроватым оттенком, разнозернистые, с реликтово-органогенной структурой, местами выщелоченные.
Мощность верхнесерпуховского подъяруса в районе составляет около 70 м. Минимальная мощность до 30 м отмечается на Инзырейской площади.
Средний отдел - С2
Средний карбон присутствует в объеме нерасчлененных башкирского и московского ярусов, со стратиграфическим перерывом залегающих на размытой поверхности верхнесерпуховского подъяруса.
Отложения среднего карбона представлены известняками светло-серыми, серыми, разнозернистыми, преимущественно водорослевыми, фораминиферовыми и мшанково-криноидными, неравномерно доломитизированными и окремненными, перекристаллизованными, с прослоями вторичных доломитов с реликтово-органогенной структурой, в нижней части разреза глинистыми с прослоями аргиллитов. Накопление этих осадков происходило в морских шельфовых условиях с нормальной соленостью.
Общая мощность среднего карбона на отчетном участке составляет 130-135м.
Верхний отдел – C3
Верхний карбон со стратиграфическим перерывом залегает на известняках среднего карбона. Представлена эта часть разреза органогенными известняками, накопление которых происходило на мелком шельфе открытого морского бассейна. Судя по материалам Южно-Хыльчуюской, Ярейюской, Южно-Инзырейской площадей, известняки светло и темно-серые мшанково-криноидные, мелко- и крупнодетритовые, плотные, прослоями пористые и мелкокавернозные, слоистые, с глауконитом, пиритом, стяжениями и конкрециями кремня.
Мощность верхнего карбона на Западно-Сарутаюской площади составляет 15 м.
Пермская система включает нижний и верхний отделы. Мощность пермских отложений составляет 620-660 м.
Нижний отдел – Р1
Ннжнепермские отложения на рассматриваемом территории выделены в объеме ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.
Мощность нижнепермских отложений составляет 215-230 м, увеличиваясь до 255 м на Ненецком ЛУ.
Ассельский ярус - Р1а
Ассельские отложения представлены мелководно-шельфовыми известняками. Известняки серые, светло-серые, биогермные, палеоаплизиновые, водорослево-фораминиферовые и водорослево-коралловые, выщелоченные и кавернозные, массивной текстуры. В нижней части известняки темно-серые, плотные, глинистые, с алевритовой примесью и включениями кремня.
Сакмарский ярус - P1s
Сакмарские отложения на исследуемой территории представлены двумя типами разреза: карбонатным и терригенно-карбонатным. Для карбонатного типа разреза характерно развитие биогермных известняков, формирование которых происходило в мелководно-шельфовых условиях. Биогермные известняки представлены палеоаплизиновыми водорослево-фораминиферовыми, водорослево-коралловыми известняками, выщелоченными и кавернозными, массивной текстуры.
Мощность ассельско-сакмарских отложений на Западно-Сарутаюском участке составляет около 60-70 м.
Артинскии ярус - Р1аr
Отложения артинского яруса с размывом залегают на сакмарских, сложены карбонатными породами сублиторальной зоны шельфа. Они представлены известняками серыми зеленовато-серыми, детритовыми, криноидно-мшанковыми и кристаллическими, в различной степени глинистыми и кремнистыми, с прослоями мергелей, аргиллитов и кварцевых алевролитов. Мощность артинских отложений в пределах Западно-Сарутаюской площади составляет около 50-60 м, увеличиваясь в южном направление до 50-70 м, Ненецкой ЛУ.
Кунгурскнй ярус- Р1k
Отложения кунгурского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают артинские, и представлены преимущественно глинистыми породами, накопление которых происходило в дистальной части открытого морского бассейна. На отчетном участке Кунгурскому ярусу соответствует нижнекачгорская подсвита.
Осадки сложены неравномерным переслаиванием сероцветных глинистых алевролитов и алевритистых глин, реже тонкоотмученных, в нижней части известковых, с подчиненными прослоями глинистых известняков. Породы плотные с тонкой волнистой слоистостью, содержат остатки фауны и флоры. Мощность отложений достигает 70-80 м.
Верхний отдел – Р2
Верхний отдел перми на рассматриваемой территории выделен в объеме уфимского и нерасчлененных казанского и татарского ярусов.
Мощность верхнепермских отложений на исследуемой площади составляет 220 - 230 м, увеличиваясь на площадях Колвинского мегавала до 444 м (скважина № 1 -Табровояхинская).
Уфимский ярус –Р2u
Уфимский ярус выделен в объеме соликамского и шешминского горизонтов. По литологическому составу уфимский ярус подразделен на две толщи: нижнюю и верхнюю. Нижняя толща, мощностью до 30-80 м и более, по положению в разрезе соответствует Соликамскому горизонту и представлена тонко переслаивающимися сероцветными песчано-алевритово-глинистыми мелководными отложениями прибрежной части морского бассейна.
Верхняя толща, мощностью 90-110 м, соответствует шешминскому горизонту. Толща представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин. Песчаники серые, светло-серые, мелко и среднезернистые, известковистые и глинистые, пористые и трещиноватые. Глины и алевролиты серые, темно-серые, часто известковистые, с сидеритом и растительным детритом.
Мощность уфимского
яруса на Западно-Сарутаюской площади составляет
200 -220 м.
Казанский ярус +татарский ярусы - P2kz+t
Нерасчлененные отложения казанского и татарского ярусов представлены переслаиванием сероцветных песчано-алевритово-глинистых пород континентального генезиса, с широким развитием аллювиальных отложений. Глины прослоями углистые. Песчаники полимиктовые, разнозернистые (от тонко до среднезернистых). Текстуры глинистых пород тонкогоризонтальные, горизонтально-волнистые. Доля песчаных пород увеличивается вверх по разрезу.
Мощности нерасчлененных казанско-татарских отложений составляют около 190 м, возрастая до 260 м в скважине № 1-Табровояхинская.
Триас присутствует в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов, залегает со стратиграфическим несогласием на размытых казанско-татарских отложениях верхней перми и представлен континентальными аллювиально-озерно-болотными терригенно-глинистыми породами. Мощность триаса на Колвинском мегавале постепенно увеличивается с юга на север от 700 м в скважине № 1-Колвинская до 970 м в скважинах Восточно-Ярейюской площади, в единичных разрезах достигает 1010 м. На Западно-Сарутаюском участке мощность триасовой системы составляет 905-930 м.
Нижний отдел – T1
В нижнем триасе, общей мощностью 360-380 м, выделяются красноцветные чаркабожская и харалейская свиты.
Чаркабожская свита(Т1cb) сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами и красно-коричневыми глинами. По палинологическим данным возраст свиты индский-раннеоленекский.
Свита имеет циклическое строение - в ее составе выделено шесть мезоциклитов. В основании каждого залегает пачка песчаников аллювиального генезиса, вверх по разрезу она замещается пойменными песчано-алевролито-глинистыми породами и озерно-болотными глинами. Чаркабожская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижнечаркабожская подствита (Т1cb1) на отчетном участке объединяет осадки индского яруса и самых низов оленекского. В ее основании залегает пачка песчаников с прослоями конгломерата, сложенного из гальки пермских карбонатных глин и вмещающего песчано-глинисто-карбонатного материала. Выше отмечается переслаивание глин, алевролитов и песчаников. Песчаники и алевролиты представлены зеленовато-серыми и красно-бурыми разностями; глины красноцветные от тонкоотмученных до алевритовых, неслоистых или горизонтально слоистых, в верхней части разреза часто перемятые, с зеркалами скольжения, со следами корневой системы растений и продуктами переработки илоедовыми организмами. Часто встречаются пятна неправильной формы и прослои глины зеленовато-серой.
Мощность подсвиты стабильна и составляет около 50 м.
Верхнечаркабожская подствита (Т1cb2) раннеоленекского возраста представлена переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. В ней, по сравнению с нижней, увеличивается количество и толщина глинистых прослоев. Песчаники полимиктовые, зеленовато-серые, разнозернистые, с уплощенными окатышами глин, с песчано-известковыми конкрециями. Глины красно-коричневые, неравномерно алевритистые, прослоями переходящие в алевролиты. Алевролиты зеленовато-голубовато-серые и бурые, полимиктовые, неравномерно глинистые.
Мощность подсвиты достигает 165-185 м.
Харалейская свита согласно или с небольшим внутриформационным перерывом залегает на чаркабожской. Представлена ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин аллювиально-озерно-болотного генезиса. Доля глин увеличивается вверх по разрезу. Прослои песчаников приурочены к нижней половине свиты. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, полимиктовые, средне-мелкозернистые.
Глины серые и темно-серые, зеленовато-серые, коричневые, прослоями переходящие в алевролиты.
Мощность свиты в пределах Колвинского мегавала варьирует с юга на север от 32 до 107 м. На Западно-Сарутаюском участке составляет 45-55 м.
Средний-верхний отделы - Т2-Т3
Среднему и верхнему отделам триаса соответствуют ангуранская и нарьянмарская свиты.
Ангуранская свита (средний триас, анизийскнй ярус) сложена глинами пестроцветными, красноцветными, зеленовато-серыми, серыми, преимущественно каолинитового состава, алевролитами и песчаниками серыми и зеленовато-серыми. Песчаники преобладают в нижней части разреза.
Мощность ангуранской свиты на Колвинском мегавале увеличивается в северном направлении, где на Хыльчугаской и Дресвянской площадях она достигает 180 м, в исследуемом районе она составляет 150-165 м.
Нарьянмарская свита (средний триас, ладинский ярус - верхний триас, карнийский + норийский + рэтский? ярусы) представлена ритмичным переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты сероцветные, полимиктовые, неравномерно глинистые и слюдистые. Глины серые и темно-серые, обычно горизонтальнослоистые, со скоплениями обугленного растительного детрита по наслоению, со сферолитами сидерита. Встречаются прослои глины коричневато-серой с прожилками лептохлоритов.Мощности нарьянмарской свиты изменяются от 370 м до 390 м.
Нарастание объемов и толщин происходит в северном направлении.
Юрская система- J
Юрские отложения со значительным стратиграфическим и угловым несогласием залегают на разных уровнях верхнего триаса. Выделяются нижний (?) + средний и верхний отделы. Мощность юрских отложений на Западно-Сарутаюском участке составляет 375-400 м.
Нижний (?) + средний отделы – J1 (?) + J2
Нижний отдел (J1) сложен континентальными олигомиктовыми песками с галькой и гравием различного состава, перекрытыми тонкослоистой песчано-алеврито-глинистой толщей. Мощность нижнеюрских отложений составляет 140-155 м.
Средний отдел (J2)выделен в объеме ааленского + байосского + батского (нерасчлененных - J2a+b+bt) и келловейского (J2k) ярусов.
Ааленский + байосский + батскийярусы представлены песками белыми кварцевыми, разнозернистыми с прослоями тонкослоистой алевритово-глинистой породы. Алевролиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно глинистые. Глины серые, неравномерно алевритистые. Формирование их происходило в континентальных условиях. Мощность составляет 85 м.
Выше залегает толща морских келловейских (J2k) серых, неравномерно алевритистых, часто тонкоотмученных глин, иногда с галькой и гравием, с многочисленными желваками пирита и сидерита с прослоями алевролита и песчаников. В подошве залегает песчаник буровато-серый средне-крупнозернистый с гравием и галькой. Мощность средне юрских отложений на Западно-Сарутаюской площади составляет 90-100 м.
Общая мощность нижней и средней юры на Западно-Сарутаюском участке – 230-240 м.
Верхний отдел - J3
Верхний одел юры представлен морскими отложениями. Выделяются нерасчлененные оксфордский + кимериджский ярусы(J3o+km) мощностью 52 -55 м, сложенные в нижней части алевролитами глинистыми, в верхней части глинами серыми, известковистыми, с раковинным детритом, и волжским ярусом(J3v). Волжский ярус представлен толщей (95-98 м) темно-серых до черных известковистых глин, прослоями переходящих в мергель. Верхнеюрские отложения содержат обильную фауну пелеципод и аммонитов. Мощность отдела достигает 145 м.
Меловые отложения присутствуют в редуцированном виде, согласно залегают на юрских. Граница проводится условно по смене сильно известковистых глин неизвестковистыми глинами и алевролитами. Меловая система в районе бурения представлена только нижним отделом общей мощностью 380 м - 400.
Нижний отдел – K1
Нижнемеловые отложения включают морской неокомский надъярус и континентально-прибрежные аптский и альбский (нерасчлененные) ярусы.
Неокомский надъярус представлен глауконитовыми алевролитами и глинами с включениями сидеритовых стяжений и остатков пелеципод. Мощность их на Западно-Сарутаюском участке составляет 95-100 м.
Аптский-альбский ярусы слагают пески с прослоями глин, реже алевролитов. Пески,
переходящие в рыхлые песчаники, белые, мелкозернистые, кварцевые. Глины серые,
алевритистые, тонкослоистые с многочисленными растительными остатками и
углистым материалом. Мощность на Западно-Сарутаюской площади составляет
280 - 300 м.
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения с большим стратиграфическим несогласием перекрывают нижнемеловые. Они представлены переслаиванием глин, алевритов, суглинков и песков с галькой и валунами кремнистых пород. Мощность четвертичных отложений изменяется от 155 м до 220 м.
Тектоническое строение района работ
Западно-Сарутаюский лицензионный участок расположен в северо-западной части Колвинского мегавала – крупной линейной структуры первого порядка, прослеживающейся в северо-западном направлении более чем на 300 км при ширине 30-40 км и простирающейся далее в акваторию Печорского моря (рисунок 2). На западе его ограничивает Денисовская впадина, на востоке - Хорейверская впадина, границы проходят по Западно и Восточно-Колвинским разломам.
Рисунок 2. Выкопировка из карты тектонического районирования ТПП
По поверхности фундамента Колвинскому мегавалу соответствует Колвинский грабен, являющийся наиболее прогнутой частью Печоро-Колвинского авлокогена и граничащий на востоке с Большеземельским блоком Печорской плиты, а на западе - с Лайским сводом. Поверхность фундамента в пределах Колвинского грабена воздымается в направлении с севера на юг от -9200 м до -7200 м (Смирнова Г.Л., 2000 г.). Приподнятые блоки фундамента разделяют грабен на котловины и депрессии. По нижнему структурному этажу участок расположен в пределах Сарутаюской депрессии.
Колвинский мегавал сформировался в результате инверсионных движений, начавшихся в конце карбона – начале перми. Он осложнен серией валов, кулисообразно простирающихся с севера на юг: Поморским, Ярейюским, Харьягинским, Возейским и Усинским. Все они, за исключением первых двух, близки по морфологии, эволюции, формационному наполнению и связаны с жизнедеятельностью Западно-Колвинской и Восточно-Колвинской систем разломов. Перечисленные структуры мегавала начали формироваться с раннепермского времени, во время общего поднятия, объединившего разнородные тектонические элементы в единую положительную структуру. Дальнейшее развитие мегавала протекало унаследовано от тектонических движений пермского возраста вплоть до конца мезозоя, когда почти вся территория Печоро-Колвинского авлакогена получила общий гипсометрический наклон на север, вызвавший некоторую перестройку структурного плана.
На протяжении рифея-раннего палеозоя территория современного мегавала развивалась как зона интенсивного прогибания с максимальными мощностями осадочных пород нижнего и промежуточного терригенного комплексов по сравнению с прилегающими районами. Это привело к формированию на западном и восточном склонах Колвинского грабена зон литологического и стратиграфического выклинивания отдельных горизонтов и даже отделов нижнепалеозойских отложений.
Наиболее рельефно Колвинский мегавал выражен по подошве доманиковых отложений, амплитуда его структур уменьшается в северо-западном направлении от 1000÷1100 м на Усинском вале до 300÷400 м на Ярейюском. Вверх по разрезу отмечается "выполаживание" структурных форм. Занимающий самое высокое гипсометрическое положение Усинский вал по кровле нижнепермских карбонатов имеет амплитуду 850 м. По отложениям верхнего структурного этажа, также как и по низам в северо-западном направлении происходит последовательное погружение поднятий с постепенным их "выполаживанием". Инверсия Колвинского мегавала обусловила выклинивание на его склонах части терригенных отложений перми и триаса.
Средне-Сарутаюская структура, входящая в границы Западно-Сарутаюского лицензионного участка, находится в прогибе, разделяющем Ярейюский и Харьягинские валы, и примыкает к Западно-Колвинскому разлому. По отношению к структурам Ярейюского и Харьягинского вала, это наиболее погруженный участок недр.
Средне-Сарутаюская структура прослеживается по всему разрезу чехла и представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания, выполаживающуюся по отложениям верхнего структурного этажа.
Нефтегазоносность
В нефтегазоносном отношении Западно-Сарутаюский лицензионный участок находится на северо-западе Харьяга-Усинского НГР Печоро-Колвинской НГО. Харьяга-Усинского НГР - самым крупным районом нефтедобычи Тимано-Печорской провинции.
Высокие перспективы нефтегазоносности Колвинского мегавала подтверждены открытием в его пределах целого ряда нефтяных и газоконденсатных месторождений. Предполагается, что наличие на территории большого количества разрывных нарушений создает предпосылки для формирования здесь залежей УВ за счет миграции их по разломам из отложений нижнего палеозоя собственной зоны Колвинского мегавала. Необходимо отметить, что нефтеносность в пределах мегавала связана с большим стратиграфическим интервалом - от силура до триаса. Большинство открытых здесь месторождений многопластовые, каждое из них отличается от соседнего и по характеру строения, и по стратиграфической приуроченности залежей нефти. Наиболее крупные залежи нефти и газа в пределах Колвинского мегавала выявлены в отложениях нижнего палеозоя (Верхне-Возейское), нижнего и среднего девона (Усинское, Возейское, Харьягинское, Инзерейское, им.Ю.Россихина), верхнего девона (Харьягинское, Возейское), карбона и нижней перми (Усинское, Возейское). Все они, за исключением месторождения им. Россихина, расположены в южной части Колвинского мегавала и в его юго-восточной зоне, которая является приподнятой по нижнепалеозойским комплексам.
Ордовикско-нижнедевонский НГК
Нижний ордовикско-нижнедевонский продуктивный комплекс содержит залежи в песчаных и карбонатных резервуарах.
На Инзырейском месторождениивскрыта залежь нефти в лохковских отложениях, скважина № 204 (Юрьева З.П., 1992 г.) в 1988 г. Притоки нефти получены в скважинах 204 и 206. В скважине № 206 максимальный приток нефти составил 18
м3/сут на штуцере 10 мм из интервала 4656-4770 м, в скважине № 204 - 85 м3/сут. Нефть в скважине № 204 получена вместе с попутным газом дебитом 13,7 тыс. м3/сут. Песчаниковый пласт в скважине № 206 по данным ГИС имеет эффективную толщину 1 м, пористость 14,4 %. ВНК залежи не определен. Учитывая тектоническую раздробленность месторождения, в каждом блоке могут быть самостоятельные тектонически экранированные залежи.
Аналогичные Инзырейскому месторождению залежи нефти могут прогнозироваться вдоль Колвинского разлома.
Среднедевонско-франский терригенный НГК
Особенность среднедевонско-франского комплекса на территории Печоро-Колвннского авлакогена заключается в очень резких изменениях стратиграфического объема и мощностей - от 20-50 м на юге Колвинского мегавала до 1500 м на Печоро-Колвинском мегавале, в отсутствии в ряде районов основных коллекторских горизонтов среднего девона и нижней части франского яруса в связи с их размывом в начале позднего девона, в наличии зон их регионального стратиграфического выклинивания, в широком диапазоне (от 1 до 5 км) современных глубин залегания комплекса.
В непосредственной близости от Западно-Сарутаюского ЛУ установлена нефтеносность нижнефранских и среднедевонских терригенных отложений на Инзырейском и им. Ю. Россихина месторождениях.
На месторождении им. Ю. Россихинавыявлено 5 залежей нефти (снизу вверх): «D2» - в живетском ярусе среднего девона, «D3f1-А», «D3f1-Б» - в джъерской горизонте, «D3f1-В» и «D3f1-Г» - в тиманском горизонте франского яруса верхнего девона.
Залежи нефти изучены скважинами №№ 300 и 301. При этом в скважине № 301 нефтенасыщенность коллекторов во всех подсчетных объектах подтверждена результатами испытания.
В скважине № 300 залежи пластов-коллекторов «D2» «D3f1-A», «D3f1-Б», «D3f1-B» и «D3f1-Г» были опробованы испытателем пластов КИИ-146 после вскрытия всей их толщины в интервале 4335-4590 м (а.о. минус 4250,6-4505,4 м). При этом притока нефти отмечено не было. Через год после ликвидации скважины на устье было обнаружено интенсивное нефтепроявление в виде выхода нефти через эксплуатационную колонну.
Залежь нефти «D2»пластового типа, приурочена к пластам кварцевых мелкозернистых песчаников среднего девона.
При испытании скважины № 301 в эксплуатационной колонне из интервала 4538-4549 м получен фонтанный приток нефти дебитом 38 м3/сут. через штуцер диаметром 1,5 мм. В результате испытания интервала 4518-4525 м получен фонтанный приток нефти дебитом 112 м3/сут. через штуцер диаметром 5 мм.
Уровень подсчета запасов нефти принят на абсолютной отметке минут 4505 м. Высота залежи 83,6 м при гипсометрии кровли коллектора в скважине 301 минус 4421,4 м (глубина кровли коллектора 4508,4 м).
Пластовое давление и температура, замеренные на глубине 4500 м, соответственно равны 55,9 МПа и +109 °С.
Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками, реже алевролитами серыми, коричневато-серыми, от тонко- до среднезернистых, не глинистыми, реже слабоглинистыми, слабо известковистыми. В отдельных случаях отмечается наличие трещиноватости. Коллекторы преимущественно низкоемкие порового типа с пористостью от 6,1 до 12,7 % и среднем значении - 9,4 % по 83 образцам керна, при граничном значении пористости - 6 %. Проницаемость колеблется от 1,27 до 95 мД, среднее значение - 8,2 мД по 60 образцам, при граничном значении > 1 мД.
Выделенные по ГИС эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах №№ 300 и 301 составляют 14,4 и 24,2 м. Принятое значение эффективной нефтенасыщенной толщины при подсчете запасов равно 19,3 м - среднеарифметическое между эффективными толщинами в двух скважинах.
Средневзвешенные значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности, определенные по материалам ГИС, соответственно равны 0,103 и 0,81-
По результатам
анализов проб нефти в скважине № 301 плотность нефти в стандартных условиях
составляет 814,6 кг/м3, кинематическая вязкость при 50°С составляет
4,47 мкм2/с. В пластовых условиях плотность нефти равна 683 кг/м3,
динамическая вязкость - 0,82 мПа*с. Компонентный состав нефти следующий; смолы
-
3,2 % об-, асфальтены - 1,495 % об., парафины - 23,97 % об., сера - 0,2 % об.
Температура застывания нефти +21 °С. Газосодержание составляет 208,65 нм3/т
при давлении насыщения 21,7 МПа.
Залежь нефти «D3f1-А»по типу пластовая сводовая. Приурочена к пласту песчаника в подошве хыльчуюской свиты. По сравнению со среднедевонскими эти песчаники содержат большое количество цемента и менее сортированы, но они более крупнозернистые.
В скважине № 301 из интервала 4451-4455 м получен фонтанный приток- нефти дебитом 387 м3/сут. через штуцер диаметром 15 мм.
Уровень подсчета запасов нефти принят на абсолютной отметке минус 4410 м. Высота залежи составляет 50,2 м при глубине кровли коллектора в скважине № 301 -4446,8 м.
Пластовые давление и температура на глубине 4420 м, соответственно равны 55,12 МПа и+111 °С.
Выделенные по ГИС нефтенасыщенные толщины в скважинах №№ 300 и 301 составляют, соответственно, 2 и 10 м. Среднее значение, принятое при подсчете запасов нефти, равно 6 м.
Средневзвешенные значения коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, определенные по материалам ГИС, соответственно равны 0,15 и 0,8.
По результатам анализа пробы нефти в скважине № 301 плотность нефти в стандартных условиях составляет 817,5 кг/м3, кинематическая вязкость при 50 °С равна 5,21 мкм7с. В пластовых условиях плотность нефти составляет 698 кг/м3, динамическая вязкость - 0,8 мПа*с. Содержание смол - 1,73 % об., асфальтенов - 0,28 % об., парафинов - 26,29 % об., серы - 0,21 % об. Температура застывания нефти равна +20 °С. Газосодержание составляет 210,7 нм3/тпри давлении насыщения равном 22,4 МПа.
Залежи нефти «D3f1-Б» и «D3f1-В» по типу пластовые сводовые. Приурочены к песчаникам средней части хыльчуюской свиты.
В пределах залежей испытания в колонне не проводились. При совместном испытании трех залежей нефти «D3f1-А» «D3f1-Б» «D3f1-В») в скважине № 301 в процессе бурения с помощью КИИ-146 (интервал 4350-4478 м, абсолютные отметки минус 4163,1-4391 м) за 120 мин. получено 2,41 м3 нефти при депрессии 19,56 МПа. Плотность нефти при подсчете запасов по залежи принята 814,95 кг/м3. Уровень подсчета запасов нефти находится на абсолютной отметке минус 4350 м, в подошве нефтенасышенных коллекторов, выделенных вскважине № 301. Высота залежи составляет 65,5 м.
Выделенные по ГИС
нефтенасыщенные толщины по скважинам составляют 6 и
18 м (в скважинах №№ 300 и 301 соответственно). Среднее значение равно 12 м.
Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности по материалам ГИС соответственно равны 0,086 и 0,79.
Залежь нефти «D3f1-Г» по типу пластовая сводовая. Приурочена к пласту песчаника в кровле хыльчуюской свиты. Залежь открыта скважиной .№ 301, где при испытании интервала 4317-4324 м и 4352-4367 м получен фонтанный приток нефти дебитом 360 м3/сут. на штуцере диаметром 12 мм
Уровень подсчета запасов принят на абсолютной отметке минус 4277 м по подошве нефтенасыщенных коллекторов, выделенных в скважине № 301. Высота залежи составляет 55,9 м.
Пластовые давление и температура на глубине 4330 м равны 53,8 МПа и -408 °С соответственно.
По результатам анализов проб в скважине № 301 плотность нефти в стандартных условиях составляет 812,4 кг/м3 кинематическая вязкость равна 4,87 мкм2/с при 50 °С. Компонентный состав нефти следующий: смолы - 1,39 % об., асфальтены - 0,23 % об., парафины - 27,26 % об., сера - 0,2 % об. Температура застывания нефти 4-20 °С. Газосодержание равно 217,6 нм3/т, при давлении насыщения 22,3 МПа.
Выделенные по ГИС нефтенасыщенные толщины в скважинах №№ 300 и 301 составляют 9,6 и 10,4 м. Среднее значение при подсчете запасов нефти равно 10 м.
Средневзвешенные значения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности по залежи по материалам ГИС составляют 0,1 и 0,8 соответственно.
На Западно-Сарутаюскому ЛУ открыта высокодебитная залежь в старооскольских отложениях, пласт D2st. При опробовании яранско-джерских отложений в скважине 601П притока не получено.
При опробовании яранско-джерских отложений на Ненецком ЛУ, скважиной 701П получен приток минерализованной воды со следами нефти. Старооскольские песчаники не испытывались, по ГИС водонасыщенные. При опробование яранско-джерских отложений в скважине 1 Хановейская (Коробковский ЛУ) притока не получено. При опробовании старооскольского горизонта этой же скважиной получен приток воды.
Распределение зон нефтегазонакопления в верхнедевонских отложениях определяется двумя факторами. Первый и главный - это характер распространения рифовых построек того или иного типа, которые, во-первых, совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, во-вторых, формируют комбинированные антиклинально-рифовые поднятия. На рисунке 1.7 приведены сведения о стратиграфической и литофациальной приуроченности залежей в доманиково-турнейском НГК Тимано-Печорской провинции.
В непосредственной близости от рассматриваемого района выделяется три типа рифов: барьерные рифы, одиночные рифы, рифовые банки. Вторым значительным фактором, определяющим масштаб нефтеносности, является структурно-тектонический - наличие высокоамплитудных валов.
Залежи нефти непосредственно в рифах открыты на Харьягинском, Инзырейском, Среднехарьягинском месторождениях. Выявлены также залежи нефти в фаменских надрифовых пластах облекания на Харьягинском месторождении.
В структурах облекания в кровле сирачойского барьерного рифа открыто одно Среднехарьягинское месторождение нефти. Отсутствие залежей к северу от него объясняется тем, что сирачойский барьерный риф прогнозируется вдоль восточного крыла Колвинского мегавала. Тектоническое строение этого региона сложное и, возможно, по этим причинам перспективные рифогенные ловушки пока не выявлены.
Следует отметить, что перспективными могут оказаться также объекты в пределах доманикового барьерного рифа, трассирующегося полосой вблизи сирачойского.
В пределах Среднехарьягинского месторожденияв рифогенных отложениях сирачойского яруса верхнего девона (сирачойский барьерный риф) выявлены две самостоятельные залежи: одна восточная в районе скважины № 27, другая - западная в районе скважин №№ 28 и 141.
Залежь нефти в районе скважин №№ 28, 141, 142, 143 и 145открыта скважиной № 28, где при испытании продуктивных верхнедевонских рифогенных отложений получены притоки нефти дебитом от 56 м3/сут (интервал 3502-3516 м) до 73,6 м3/сут. (интервал 3532-3582 м) через штуцер 5 мм.
Нефть плотностью
0,847-0,352 г/см3, вязкостью 6,44-10,54 мм'/с, сернистая - 0,7-
1,34 %, малопарафинистая - 1,4-5,1 %, смолистая -4.940,8 %, содержание
асфальтенов -1.0-3,0 %, выкипает до 300 °С - 50.5-56 %.
Коллекторами являются органогенные порово-кавернозные известняки и доломиты. Эффективные нефтенасыщенные мощности по залежи изменяются от нуля на контуре до 63,8 м, средневзвешенная мощность по залежи - 25,5 м. Покрышкой служат плотные глинисто-карбонатные отложения позднефранского возраста.
Водонефтяной контакт принят на отметке минус 3439 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине № 28.
Залежь нефти массивная, сводовая, высотой 136 м, ограничена с северо-востока и юго-запада контуром нефтеносности, с юго-юго-востока границей рифогенного и глубоководного типов разрезов, с северо-северо-запада условной границей рифогенного и шельфового типов разрезов.
Залежь нефти в районе скважин №№ 27 и 30открыта скважиной № 27, где при испытании в эксплуатационной колонне получены притоки нефти дебитом от 0,2 м3/сут. по подъему уровня (интервал 3501-3505 м) до 13,7 м3/сут. через 4 мм штуцер (интервалы 3429-3437 м и 3455-3476 м).
Коллекторами являются органогенные порово-карбонатные известняки и
Нефть плотностью
0,851-0,865 г/см3, вязкостью 8,71-17,6 мм2/с, сернистая -
1,04-
1,36 %, малопарафинистая - 3,2-4,2 %, смолистая - 5,5-7,3 %, содержание асфальтенов 2,1-
2,2 %, выкипает до 300 °С - 48-55,5 %.
Водонефтяной контакт залежи по данным ГИС и опробования принят на отметке минус 3397 м.
Залежь нефти массивная
сводовая, приурочена к рифогенному массиву высотой
116 м. Залежь ограничена с юго-запада контуром нефтеносности, с юго-юго-востока
границей смены рифогенного и глубоководного типов разрезов, с
северо-северо-запада -условной границей смены рифогенного и шельфового типов
разрезов, с востока -тектоническим нарушением. Покрышкой являются плотные
глинисто-карбонатные отложения позднефранского возраста.
Эффективная нефтенасыщенная мощность в скважине № 27 составляет 15,4 м, средневзвешенная эффективная мощность по залежи -7 м.
Для залежей предполагается упруговодонапорный режим.
На Инзырейском
месторождениинефтяная
залежь в отложениях сирачойского горизонта (D3f2srс) открыта
в 1999 году поисковой скважиной № 253. Кровля продуктивных отложений по данным
ГИС залегает на глубине 3355,8 м (абсолютная отметка минус
3204 м), что на 27 м выше, чем в скважине № 27-Среднехарьягинская. Эффективная
нефтенасыщенная мощность в скважине составляет 87,2 м, высота залежи – 162 м.
Залежь нефти – массивная, сводовая, литологически экранированная с севера и с
юга Коллектор каверново-порового типа представлен известняками
мелкокристаллическими, органогенно-обломочными доломитизированными и доломитами
в разной степени известковистыми. При опробовании в процессе бурения интервала
3351-3378 м за 60 минут получен приток нефти в объеме 4,2 м3. ВНК
принят на абсолютной отметке минус 3366 м. Плотность нефти
0,8544 г/см3. Нефтенасыщенная мощность залежи - 6,8 м. Коэффициенты
пористости - 0,104, нефтенасыщенности - 0,81. Нефть малосмолистая (4,9 %),
парафинистая (3,7-4,12 %), сернистая (0,99-1,23 %), температура застывания минус 2 °С. Газосодержание - 83,2 нм3
/т.
Верхневизейско-нижнепермскнй карбонатный НГК
В пределах Печоро-Колвинского авлакогена абсолютное большинство ловушек этого комплекса антиклинально-сводового типа. Список открытых залежей здесь очень велик. Примерами могут служить крупные месторождения: Усинское, Возейское, Харьягинское располагаются на одноименных валах Колвинского мегавала.
Природные резервуары в средневизейско-нижнепермском НГК распределены по разрезу и по территории достаточно сложно. В этой связи обычно выделяются два подкомплекса, отличающихся различными характеристиками и типами ловушек: окско-верхнекаменноугольный н нижнепермский. Однако фактическое распределение ловушек не отвечает этому делению. Во-первых, четко обособляются ловушки, связанные с подангидритовой серпуховской зональной глинисто-доломитовой покрышкой. Во-вторых, между ассельско-сакмарским и верхнекаменноугольными отложениями, довольно часто и на значительных территориях отсутствуют какие-либо флюидоупоры. Результатом этого явилось формирование под региональной глинисто-карбонатной нижнепермской покрышкой значительного числа массивных ловушек, включающих коллекторы как нижней перми, так и верхнего карбона, а на отдельных высокоамплитудных месторождениях (например, Возейское) - даже среднего карбона. В-третьих, довольно уверенно обособляются коллекторы в артинских отложениях, перекрытых кунгурской региональной глинистой покрышкой. Таким образом, выделение подкомплексов представляет значительные затруднения. Вероятно, в нижний подкомплекс следует включить только окско-серпуховские отложения.
В окско-серпуховской части разреза залежи УВ известны на Усинском месторождении. Ловушки относятся к антиклинальному типу. Такой тип ловушек обусловлен повсеместным развитием верхневизейско-серпуховского природного резервуара, в результате чего ловушка может быть сформирована лишь структурными факторами (антиклинальное поднятие, тектонический экран, либо их сочетание). Ареал распространения ловушек ограничен распространением зональной серпуховской покрышки.
Средний карбон входит в состав единого средне-верхнекаменноугольного или средне-верхнекаменноугольно-нижнепермского природного резервуара.
Залежи УВ в массивном едином каменноугольно-нижнепермском природном резервуаре (С2-P1, С2-3, С3-P1) на Усинском, Возейском месторождениях приурочены к высокоамплитудным структурам Колвинского мегавала. Выявление подобных крупных ловушек возможно лишь на валах и их продолжениях в Баренцевом море. При этом если в каменноугольных отложениях коллекторы имеют широкое распространение, то в ассельско-сакмарских на ряде месторождений коллекторы приурочены только к рифам. Таким образом на структурах, где ассельско-сакмарские рифы венчают каменноугольно-нижнепермский природный резервуар, сформированы комбинированные антиклинально -рифовые ловушки. В условиях глубокого стратиграфического среза комплекса формируются антиклинальные стратиграфически-экранированные ловушки (Возейское -С2-3-Р1). На малоамплитудных структурах ловушки включают небольшой стратиграфический диапазон.
Литофациальный фактор определил очень неравномерное распространение коллекторов в ассельско-сакмарских (тастубских) отложениях и широкое распространение мошной рассеивающей сакмарско (стерлитамакско)-артинской толщи. Коллекторы в ассельско-сакмарских отложениях приурочены к рифогенным и биогермным карбонатам, распространенным в виде одиночных геологических тел в пределах всей территории Колвинского мегавала. Мощность сакмарско-артинской рассеивающей толщи на Харьяга-Усинском вале сокращена до нескольких десятков метров. В северной его части в артинских отложениях появляются коллекторы, увеличивающие стратиграфический диапазон резервуаров.
В артинских отложениях залежи нефти установлены на Харьягинской, Северо-Харьягинской и малоамплитудной Лекхарьягинской структурах.
На Северо-Харьягинском месторожденииоткрыты нефтяные залежи в ассельско-сакмарских рифогенных карбонатах и в артинских пластовых.
Нефтяная залежь в карбонатах нижней перми P1a+sнаиболее крупная на месторождении, приурочена к известнякам ассельско-сакмарского возраста, темно-серым, органогенно-детритовым, слабо глинистым, трещиноватым, с прослоями аргиллитов черных. Залежь открыта скважиной № 4 в 1980 г., где при испытании в процессе бурения получен приток нефти с расчетным дебитом 210,7 м3/сут. Коллектором является пласт известняков водорослевых, органогенно-водорослевых, органогенно-детритовых. Кроме скважины № 4, продуктивны скважины №№ 5, 10, 11, 12 (по опробованию) и скважины №№ 1, 3, б по ГИС. Притоки фонтанные, от 3 до 25.6 м3/сут. Эффективная нефтенасышенная толщина от 2,2 до 9,8 м, ВНК минус 2031,5 м, доказан испытанием в колонне скважины № 12. Притоки минерализованной воды получены в скважинах №№ 9, 8.
Залежь пластовая
сводовая, высотой 26,5 м. Величина пористости принята равной
16 %, при граничном значении
6,6 %. Нефтенасыщенность - 90 %, плотность нефти -
0,844 г/см3, газовый фактор - 42,7 м3/т, коэффициент
извлечения 0,41.
Нефтяные залежи в артинских отложениях P1ar-I, P1ar-IIсравнительно мелкие, приурочены к смешанным терригенно-карбонатным породам с многочисленными органическими остатками. Залежи открыты структурно-поисковой скважиной № 221 в апреле 1977 г. При совместном испытании в колонне обеих залежей приток нефти составил 5,2 м3/сут. Коллекторами являются известняки спикуловые, спонголиты; терригенно-карбонатные и карбонатно-кремнистые породы. Кроме скважины № 221 продуктивны скважины №№ 5, 6, 10, 12 - по опробованию; №№ 1, 3, 4, 11 - по ГИС. В скважине № 10 получен фонтанный приток нефти дебитом Ш м3/сут. Эффективная нефтенасышенная толщина по залежи P1ar-I от 0,8 до 2,6 м, по залежи P1ar-II- от 3,4 до 8,1 м. Притоки пластовой воды при испытании в процессе бурения получены п скважинах №№ 2,8, 9.
Залежи пластовые, сводовые, водонефтяные контакты находятся на отметках минус 1970 м и 1956 м. Величина пористости принята равной 10 % и 12 % при граничном значении 9 %; нефтенасыщенность 62 % и 57 %; плотность нефти - 0,843 г/см3 л 0,846 г/см3, газовый фактор 42,7 м3/т, давление насыщения 79 кгс/см2.
В разрезе нижней перми
Ярейюского
месторождения выявлены две залежи нефти. Газоконденсатно-нефтяная залежь ассельско-сакмарского ярусаприурочена к толще
(82 м) известняков серых, среднекристаллических до скрыто кристаллических.
Залежь открыта скважиной № 6 в 1977 г. Резервуаром служат органогенно-детритовые и микро-мелкозернистые известняки. Тип коллектора поровый, каверно-поровый. Покрышка - известняки артннского яруса, темно-серые, глинистые с прослоями аргиллитов, толщиной 40-50 м.
Залежь массивного типа. Высота залежи - 49 м (общая), газоконденсатной шапки -6 м. ВНК на отметке минус 2006 м, ГНК - минус 1963 м. Режим залежи упруговодонапорный.
Пористость - 14 % при граничном значении - б %, эффективная толщина газонасыщенной части - 3,2 м, нефтенасыщенной - от 0 до 13,2 м, нефтенасыщенность -84 %, газонасыщенность - 77 %, плотность нефти - 0,847 г/см3, газовый фактор - 65,1
В присводовой части залежи имеется участок с низкими коллекторскими свойствами.
Продуктивные скважины №№ 32, 116, 13, 31; по ГИС - №№ 6, 12, 39. Дебиты нефти фонтаном - от 11,6 до 14,76 м3/сут. притоки по уровню - от 1,08 до 3,90 . м3/сут. Дебит газа - 28,4 тыс. м3/сут. (скважина № 32).
Газоконденсатно-нефтяная залежь в артинских отложениях. Залежь
приурочена к толще (100 м) известняков серых, мелкозернистых,
органогенно-детритовых. Открыта скважиной № 116 в 1973 году. Резервуаром служат известняки
органогенно-детритовые, с терригенным и глинистым материалом. Тип коллектора
поровый, трещинно-поровый. Покрышка - глинисто-алевритовая пачка кунгурского и
артинского ярусов толщиной 20-
50 м. Залежь двухпластовая, сводовая, литологически ограниченная. Высота залежи
- 140 м, газоконденсатной шапки 78 м, ГНК - минус 1926 м, ВНК - минус 1988 м
для центральной залежи и минус 1900 м для юго-западной части. Режим залежи
упруго-водонапорный. Пористость 10-11 % при граничном значении 9 %, эффективная толщина газонасыщенной
части 1,8-21,1 м, нефтенасыщенной - 1,2-8,8 м; нефтенасыщенность - 67 %,
газонасыщенность - 60 %, плотность нефти - 0,842 г/см3, газовый
фактор - 53,4 . м3/т. Продуктивные скважины: №№ 4, 8, 34, 38, 41, 42
(на нефть); №№ 3, 6, 32, 35, 116 (на газ). Дебиты от 2,8 до 1,68 м3/сут.
(фонтанные притоки) и от 0,381 до 17 м3/сут. по уровню. Дебиты газа
- от 11,2 до 140,1 тм3/сут. Содержание конденсата в газе - 48 г/м3.
На Западно-Сарутаюском участке нефтенасыщенный керн поднят из кунгурских (пласт P1k2, скважины 601П, 603П), артинских (скважины 601П, 602П, 603П) и асельско-сакмарских отложений (скважины 601П, 602П). Из-за низких коллекторских свойств, при испытании данные интервалы оказались «сухими». При испытании пласта P1a+s в скважине 602П, интервал 2344,0-2349 получен приток тех. вода с плёнкой нефти, дебитом 0,82 м3/сут.
В пределах Ненецкого ЛУ выявлены залежи в нижнепермских пластах P1a+s, P1ar, P1k2, P1k1.
В диапазоне комплекса перспективы нефтегазоносности комплекса могут связываться с аллювиальными, дельтовыми и прибрежно-морскими песчаниками.
Распространены преимущественно антиклинально-сводовые ловушки, часто осложненные в той или иной степени литологическимн экранами.
Залежи нефти в верхнепермском комплексе размешены на Харьягинском, Усинском, Возейском, Ярейюском, Сарутаюском и других месторождениях. Залежи нефти литологически экранированного и тектонически экранированного типов, приурочены к пластам аллювиальных песчаников в отложениях уфимского, реже казанского яруса, и контролируются структурами Харьяга-Усинского вала и зонами распространения русловых песчаников. Глубина залегания залежей 1108-1619 м. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность пластов варьирует по залежам от 1 до 10,2 м. средняя пористость 19-21 %. Дебиты нефти невысокие, изменяются от 0,3 до 12,9 т/сут.
Перспективы нефтеносности невысокие, связаны с мелкими структурными осложнениями на восточном и западном крыльях вала.
Ярейюскоеместорождение: газоконденсатные залежи в верхнепермских отложениях содержатся в пластах: (Р2-IVа, Р2-V, Р2-VI, Р2-VII).Залежи приурочены к толще переслаивания песчаников, глин, алевролитов темно-серых, зеленовато-серых (350 м). Залежи открыты скважиной № 44 в 1987 г. Резервуаром служат песчаники серые, зеленовато-серые, среднезернистые, массивные с включениями гальки. Тип коллектора - поровый. Покрышка - аргиллиты темно-серые, плитчатые, с прослоями алевролитов глинистых, мощность по 10-50 м. Ловушки структурно-литологического типа.
Залежи пластовые, сводовые, литологически ограниченные. Высота залежей (соответственно, снизу вверх): 22,9 м, 47,3 м, 27,3 м, 61,8 м. Газоводяные контакты, соответственно, минус 1620,8; 1587,3; 1541,3; 1503,8 м.
На Ненецком ЛУ выявлены залежи нефти в уфимских пластах P2u-Iи P2u-II. На Западно-Сарутаюском участке из-за неблагоприятного структурного фактора эти пласты водонасыщенны.
Для триасового терригенного НГК так же, как и для верхнепермского, зоны нефтегазонакопления выделяются по структурному принципу, по принадлежности к тому или иному валу.
Ярейюское месторождение: залежь газоконденсатная приурочена к отложениям нижнего триаса (Т2-II). Тип залежи структурно-литологический, абсолютная отметка ГВК минус 1414,2 м.
Источник:Сейсморазведочные работы МОГТ-3D на Сарутаюском и Западно-Сарутаюском лицензионных участках.Кропачев Н.М., Сметанин А.Б., Двинянинов А.В. 2010
Следующее Месторождение: Западно-Сихорейское