Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1969
Источник информации: РГФ-22+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 56.35 км²
Кыртаельское месторождение
В орогидрографическом отношении Кыртаельская площадь расположена на территории Печорской низменности в среднем течении р. Печоры, которая является основной водной артерией. Река Печора, её левобережные притоки Большая и Малая Кожва, а также их многочисленные притоки образуют густую речную сеть. Рельеф местности от почти равнинного до холмистого, значения абсолютных отметок колеблются в пределах от 60-70 м до 160 м. Большая часть территории сильно заболочена, что значительно затрудняет проходимость транспортных средств.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов
В геологическом строении Кыртаельского месторождения принимают участие палеозойские отложения (от нижнедевонских до нижнекаменноугольных), перекрытые четвертичными образованиями. В пределах Кыртаельской площади фундамент бурением не вскрыт, наиболее древними вскрытыми породами являются нижнедевонские. Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла составляет 4296,3 м. (скв. 14).
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Кыртаельского месторождения приводится по результатам послойного изучения керна, палеонтологических определений и данных промыслово-геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах рассматриваемой территории присутствуют в объёме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Нижний отдел –D1
Нижнедевонские отложения частично вскрыты двумя скважинами (8 и 14) и представлены неравномерным чередованием доломитов, мергелей и аргиллитов с прослоями известняков и алевролитов. В кровле наблюдается переслаивание ангидритов и доломитов с подчиненными прослоями мергелей.
Доломиты темно-серые, битуминозные, скрытокристаллические, неравномерно глинистые, участками известковистые, плотные, крепкие.
Мергели темно-серые, доломитовые, битуминозные, плитчатые, глинистые, неравномерно известковистые, переполненные остракодами.
Аргиллиты темно-серые, плитчатые, участками неравномерно известковистые, прослоями пиритизированные, плотные, крепкие.
Известняки серые, тонкокристаллические, неравномерно глинистые, прослоями переходящие в мергели.
Алевролиты серые, неравномерно глинистые, плотные крепкие.
В скв. 14 в интервале глубин 4296 - 4187 м и 4054 - 4036 м вскрыты габбро и габбро-диабазы.
Габбро темно-серые с зеленоватым оттенком крупнокристаллические, с вкраплениями плагиоклаза и рудных минералов.
Габбро-диабазы темно-серые с зеленоватым оттенком меланократовые, крупнокристаллические, плотные с прожилками светло-серого полевого шпата и вкраплениями плагиоклаза и пироксен-кварц-плагиоклазовой породы.
Вскрытая толщина отложений нижнего
девона в скв. 14 составляет
417,5 м.
Средний отдел –D2
В составе среднего отдела выделяются эйфельский и живетский ярусы.
Эйфельский ярус –D2ef
Эйфельские образования представлены двумя подъярусами: нижним и верхним.
Отложения нижнеэйфельского подъяруса – D2ef1 полностью пройдены скв. 8, 14, частично вскрыты скв. 20 и представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и глин.
Песчаники светло-серые, кварцевые, тонко - и мелкозернистые, с углистым пиритизированным детритом и сферолитами сидерита, плотно сцементированные. Цемент чаще всего глинисто-слюдистый, реже карбонатный или регенерационный кварцевый.
Алевролиты имеют подчиненное значение и представлены темно-серыми разностями тонко - или линзовидно- слоистой текстуры, неравномерно глинистые, песчанистые, кварцевые, плотные, с ходами илоедов, заполненными песчанистым материалом.
Глины темно-серые, неравномерно алевритистые, прослоями и участками переходящие в алевролит, толстоплитчатые и тонкослоистые, с ходами илоедов, заполненными светло-серым материалом, с углистым детритом.
Толщина отложений D2ef1 в скв. 8 составляет 721 м, в скв. 14 - 608 м.
Отложения верхнеэйфельского подъяруса – D2ef2 полностью вскрыты скв. 8, 14, 20, мощность их в скв. 14 составляет 492 м, в скв. 8 – 579 м, в скв. 20 – 493 м. Частично вернеэйфельские образования вскрыты скв. 5, 6, 11, 13, 13/2, 18, 117, 167, 213, 223, 239/3, 242 (1 ствол), 305, 360 и 407; разрез литологически представлен переслаиванием глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников.
Глины темно-серые и зеленовато-серые, аргиллитоподобные и алевритистые, неизвестковистые, с ходами илоедов, включениями пирита и многочисленными сферолитами сидерита. По плоскостям напластования отмечаются скопления растительного детрита, отпечатки лингул и остатки рыб.
Алевролиты серые и серо-коричневые, кварцевые, прослоями песчанистые, участками глинистые, битуминозные, плотные, массивные и неяснослоистые, с ходами илоедов и углистым детритом.
Песчаники серые (от светлых разностей до темных), кварцевые, тонко-, мелко - и среднезернистые, с мелкими стилолитовыми швами, заполненными глинисто-битуминозным материалом, с линзовидными прослоями и конкрециями пирита, со скоплениями сферолитов сидерита. Порода состоит из плохо окатанных обломков кварца (85 - 100%) и кварцитов (5 - 10 %). Из акцессорных минералов присутствуют турмалин, циркон и лейкоксен, редко встречаются чешуйки хлорита и мусковита. Цемент, в основном, регенерационный кварцевый.
В верхней части рассматриваемых отложений прослеживаются три пласта песчаников (3, 2 и 1), которые по промыслово-геофизическим данным оцениваются как проницаемые и нефтенасыщенные.
По описанию керна скв. 117 (интервал 2893-2914 м) отложения верхнеэйфельского горизонта представлены главным образом песчаниками мономинеральными, плавно переходящими в алевропесчаники, а затем в алевролиты.
Песчаники мелко-среднезернистые с алевритовой (<5-40%) примесью, с хорошо развитой цементацией контактного типа, со скудным глинистым, карбонатным, редко пиритовым цементом порового, порово-пленочного типа, с примесью УРД, трещиноватые, стилолитизированные, неравномерно пористые, неравномерно пигментированные БОВ, линзовидно-пятнистой, пористой текстуры с элементами взмучивания и оползания незатвердевшего осадка.
Алевропесчаники с глинистым цементом пленочно-порового типа и примесью УРД, стилолитизированные, пятнистой, тонко-слойчатой, стилолитовой текстуры, алевропсаммитовой структуры.
Алевролиты в отдельных случаяхпесчанистые с глинистыми прослоями разной толщины, с карбонатно-глинистым ожелезненным цементом пленочного типа и примесью УРД, стилолитизированные, трещиноватые, пятнисто-стилолито-слойчатой текстуры псаммоалевритовой, алевритовой крупнозернистой, участками алевропелитовой структуры.
Породы серого, темно-серого, коричневато-серого цвета и пятнисто окрашенные (коричневые и серые пятна), разной плотности (локально пористые) и крепости, в той или иной степени измененные наложенными процессами, неравномерно нефтенасыщенные.
Из акцессорных минералов присутствуют циркон, сфен, лейкоксен, турмалин, анатаз, пироксен, рутил, ставролит.
Живетский ярус – D2zv
Живетский ярус выделен в объёме старооскольского надгоризонта – D2st, нижняя часть которого литологически представлена частым переслаиванием алевролитов, глин и песчаников; верхняя – преимущественно песчаниками, реже алевролитами и маломощными прослоями глин.
Толща песчаников, называемых основными, четко выделяется по ГИС повышенными значениями КС, большими отрицательными аномалиями ПС, низкими значениями естественной гамма-активности, корками или номинальным диаметром на кавернограмме.
Песчаники светло-серые, серые с коричневатым оттенком и буровато-серые (за счет нефтенасыщения), кварцевые, мелко-среднезернистые, прослоями до грубозернистых, в разной степени сцементированные, массивные, слоистые и плитчатые за счет наличия тонких слойков глин и чередования пород разного гранулометрического состава, плотные и пористые, с гравием молочно-белого кварца, многочисленными скоплениями пирита. По напластованию отмечаются пленки и примазки углефицированного и пиритизированного детрита. В породе встречаются тонкие прослои гравелита. В песчаниках развит цемент уплотнения, регенерационный кварцевый, поровый и глинистый поровый хлорит-серицитового состава.
Алевролиты серо-зеленые, кварцевые и хлорито-кварцевые, прослоями известковистые, участками глинистые, массивные и слоистые, плотно сцементированные.
Глины серые, до темных, аргиллитоподобные, участками алевритистые, плитчатые с многочисленными сферолитами сидерита и кристалликами пирита.
Толщина старооскольских отложений по скважинам, вскрывшим подошву D2st, изменяется от 147 (скв. 18) до 191 м (скв.117).
Старооскольский надгоризонт является промышленно газонефтеносным – к нему приурочены основные запасы УВ Кыртаельского месторождения.
Верхний отдел – D3
Отложения верхнего отдела девонской системы присутствуют в объёме франского и фаменского ярусов и трансгрессивно залегают на размытой поверхности старооскольских терригенных образований.
В состав франского яруса – D3f входят нерасчлененные нижний+средний и верхний подъярусы.
По унифицированной стратиграфической схеме ТПП (1995 г.) нижнефранскому подъярусу – D3f1 соответствуют джьерский и тиманский (ранее пашийский и кыновский соответственно) горизонты, среднефранскому – D3f2 саргаевский и доманиковый (ранее семилукский).
Отложения джьерского горизонта – D3dzr представлены толщей песчано-алевритовых пород с прослоями глин. От нижезалегающих старооскольских отложений образования D3dzr отличаются уменьшением электрических сопротивлений, увеличением диаметра скважин и более высокими значениями естественной гамма-активности.
Алевролиты серые и зеленовато-серые, кварцевые и хлорито-кварцевые с глинисто-карбонатным цементом, неравномерно глинистые и песчанистые, массивные и тонколинзовиднослоистые из-за неравномерного распределения глинисто-углистого материала, прослоями переходящие в тонкозернистый кварцевый песчаник, со скоплением углефицированного растительного детрита, включениями пирита, сидерита, с редкими ходами илоедов.
Песчаники, слагающие отдельные пласты и пачки горизонта, светло-серые и серые, кварцевые, тонко- и мелкозернистые, неравномерно глинистые, плотные, крепкие, прослоями и участками пористые, нефтенасыщенные, массивной и неясно-слоистой текстуры, обусловленной неравномерным распределением глинистого материала. Цемент песчаников-уплотнения, регенерационный кварцевый, глинистый поровый, участками карбонатный поровый.
Глины, залегающие в нижней и средней части рассматриваемых отложений, часто образующие прослои среди песчаников и алевролитов, зеленовато-серые и темно-серые, алевритистые, слюдистые, плитчатые, тонкослоистые со скоплениями пиритизированного углистого детрита по плоскостям напластования.
Отложения горизонта разделены на две пачки: нижнюю и верхнюю, последняя является наиболее выдержанной. В разрезах нижней и верхней пачек D3dzrприсутствуют проницаемые пласты песчаников, из которых получены промышленные притоки нефти и конденсатного газа.
Толщина отложений джьерского горизонта не выдержана по площади, изменяется от 40 м (скв. 11) до 104 м (скв. 316). Максимальные мощности отмечаются в северо-восточной части структуры, минимальные – в южной и юго-западной частях (за счет отсутствия низов нижней пачки).
Отложения нерасчленённых тиманского+саргаевского горизонтов – D3tm+sr представлены, в основном, глинами с подчиненными прослоями песчаников, алевролитов, и редко известняков.
Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, в нижней части разреза красно-коричневые, аргиллитоподобные, неравномерно известковистые и алевритистые, плитчатые, тонко - и микрослоистые, с углефицированными растительными остатками, и зеркалами скольжения по напластованию.
Песчаники серые и темно-серые, кварцевые, неравномерно глинистые, часто постепенно переходящие в алевролиты, мелко-среднезернистые, крепкие, плотные, прослоями пористые, с запахом бензина, с включениями и тонкими прослоями углефицированной флоры.
Алевролиты серые, плотные, с тонкими прослоями и включениями угля, зеленовато-серой глины и пирита.
В верхней части разреза (саргаевский горизонт) отмечаются прослои известняков темно-серых, битуминозных, микрокристаллических, алевритистых, окремненных.
Толщина тиманско-саргаевских отложений изменяется от 48 (скв. 205/2) до 154 м (скв.16).
Отложения доманикового горизонта – D3dm являются основным каротажным репером при сопоставлении разрезов верхнего девона по всей Тимано-Печорской провинции. По ГИС они характеризуются высокими кажущимися сопротивлениями, отрицательными значениями на кривой ПС и номинальным диаметром ствола скважины.
Литологически разрез доманиковых отложений представлен битуминозными известняками, встречаются прослои мергелей и силицитов.
Известняки темно-серые, почти черные с буроватым оттенком, битуминозные, разнозернистые, прослоями и участками органогенно-детритовые, птероподовые и стилолитовые, окремненные, плотные, крепкие, массивные.
Мергели темно-бурые и черные, битуминозные, тонко- и микрослоистые, со скоплениями органогенного детрита по плоскостям напластования.
Силициты черные и темно-коричневые, представляющие собой тонкое переслаивание окремненных и карбонатных микропрослоев, с раковистым изломом, очень крепкие.
Толщина отложений доманикового горизонта изменяется от 31 м (скв. 217/2) до 165 м (скв. 114/4), отмечается увеличение мощности отложений в южном направлении.
Верхнефранскому подъярусу – D3f3по местному стратиграфическому подразделению соответствует соплесская свита – D3sp. Литологически разрез свиты представлен глинами зелеными, неравномерно известковистыми, тонкоплитчатыми и листоватыми, прослоями и участками переходящими в мергели. Встречаются прослои известняка темно-серого, микро- тонкокристаллического.
Диапазон изменения мощности отложений соплесской свиты велик: от 6 м (скв. 10) до 154 м (скв. 7).
В составе фаменского яруса – D3fm присутствуют нижний и нерасчленённые средний+верхний подъярусы.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1 представлен задонским и елецким горизонтами.
В задонском горизонте – D3zd выделяются нижний и верхний подгоризонты.
Нижнезадонскому подгоризонту – D3zd1по местному стратиграфическому подразделению соответствует кыртаельская свита – D3kr, сложенная мощной глинисто-карбонатной толщей, представленной переслаиванием мергелей и глин с подчиненными прослоями известняков.
Мергели зелено-серые и серые с зеленоватым оттенком, плитчатые, тонко- и микрослоистые, часто переходящие в известковистые глины.
Глины темно-серые с зеленоватым оттенком, аргиллитоподобные, известковистые и неравномерно алевритистые, прослоями и участками переходящие в мергели.
Известняки серые и зеленовато-серые, микрокристаллические, глинистые, узловатые и волнисто-слоистые, иногда с примесью органогенного детрита.
Мощность отложений кыртаельской свиты изменяется от 1042 (скв. 308) до 1264 м (скв. 12).
Верхнезадонский подгоризонт – D3zd2. Подошва верхнезадонского подгоризонта является четким региональным репером (Rpfm1). На электрокаротажных кривых верхнезадонские отложения, представленные толщей известняков, характеризуются более высокими значениями кажущихся сопротивлений по сравнению с нижезалегающими отложениями кыртаельской свиты.
Разрез отложений D3zd2 сложен известняками светло-серыми, буроватыми, тонко-мелкозернистыми, пятнисто-доломитизированными, прослоями неравномерно глинистыми, узловатыми. Среди органических остатков присутствуют брахиоподы, остракоды, однокамерные фораминиферы, водоросли, реже встречается детрит гастропод и пелеципод.
Мощность верхнезадонских отложений варьируется от 142 (скв. 242/2) до 242 м (скв. 249).
Разрез отложений елецкого горизонта – D3elпредставлен известняками с прослоями мергелей и глин.
Известняки серые, узловатые, тонкозернистые, неравномерно глинистые, в верхней части с прослоями массивных пятнисто-доломитизированных известняков. Повсеместно встречаются маломощные прослои обломочных, оолитовых, детритусовых, биоморфных и разнообразных водорослевых известняков.
Глины серые, зеленоватые, постепенно переходящие в аналогичные мергели. Выделяются однородные плитчатые разности и узловатые, содержащие линзовидные включения известняков. Из органических остатков повсеместно встречаются брахиоподы и остракоды, реже отмечаются гастроподы, членики криноидей, мшанки.
Толщина елецких отложений изменяется от 258 м (скв. 332) до 353 м (скв. 16).
Отложения нерасчленённых среднефаменского+верхнефаменского подъярусов – D3fm2+3 представлены доломитами, известняками пятнисто-доломитизированными с включениями сульфатов, встречаются прослои глинистых, а также обломочных и органогенных известняков, мощностью от 224 м (скв. 11) до 495 м (скв. 357).
Доломиты серые, иногда с буроватым оттенком, мелкозернистые, массивные, в отдельных прослоях пелитоморфные, глинистые, слоистые.
Известняки светло-серые и серые, тонко-мелкозернистые, участками доломитизированные, иногда пористые и кавернозные.
Каменноугольная система – С
Отложения каменноугольной системы в пределах рассматриваемой территории присутствуют в объёме нижнего отдела.
Нижний отдел – С1
В составе нижнекаменноугольного отдела выделяются турнейский и визейский ярусы.
Разрез отложений турнейского яруса – C1t, в основном, сложен известняками, характеризующимися на диаграммах ГИС высокими значениями кажущихся сопротивлений.
Известняки серые, детритовые, мелкозернистые, пятнисто-доломитизированные, с послойными скоплениями глинистого материала. В основании яруса залегает пачка темно-серых глин с тонкими прослоями кварцевых песчаников.
Толщина отложений яруса не выдержана по площади: от полного отсутствия на юго-западе структуры до 171 м в скв. 226.
Отложения визейского яруса – C1v развиты только в северо-восточной части поднятия и залегают на турнейских образованиях со стратиграфическим несогласием. Максимальная мощность их (312 м) отмечается в скв. 15.
По данным ГИС и литологическим особенностям в рассматриваемом разрезе можно выделить две толщи: нижнюю и верхнюю. Нижняя, преимущественно терригенная, представлена неравномерным чередованием кварцевых песчаников, темно-серых алевролитов и черных углефицированных глин. Верхняя, карбонатная, сложенная органогенно-обломочными известняками, характеризуются более высокими значениями кажущихся сопротивлений на диаграммах ГИС.
Четвертичная система – Q
Завершают разрез осадочного чехла четвертичные отложения, с размывом залегающие на каменноугольных и девонских карбонатных образованиях и литологически представленные серыми песками, суглинками с валунами и обломками подстилающих пород.
Толщина четвертичных отложений в скв. 16 составляет 24 м, в скв. 18 – 49 м.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Кыртаельское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1969 году. В соответствии с нефтегазогеологическим районированием месторождение относится к Кыртаельско-Печорогородскому нефтегазоносному району (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазоносной области (НГО) и приурочено к одноименному антиклинальному поднятию, осложняющему южную часть Лыжско-Кыртаельского вала, который выделен в составе Печоро-Кожвинского мегавала (рис. 1).
В пределах Кыртаельско-Печорогородского НГР открыто и в различной степени разведано большое количество нефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений. Залежи приурочены к различным типам ловушек – структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому, как правило, тектонически осложнены или экранированы. Месторождения нередко многопластовые, со сложной структурой порового пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.
Нефтегазоносность месторождений изучаемого района связана с отложениями широкого стратиграфического диапазона: от силурийских до верхнепермских.
В пределах Лыжско-Кыртаельской зоны нефтегазонакопления промышленная нефтеносность установлена в западной, наиболее приподнятой части. Залежи углеводородов приурочены в основном к терригенным отложениям среднедевонско-нижнефранского комплекса (Кыртаельское, Южно-Кыртаельское, Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское, Сигавейское и др. месторождения). В значительно меньшей степени нефтеносность района связана с карбонатным доманиково-турнейским комплексом (Каменское месторождение). На юго-восточном погружении Лыжско-Кыртаельского вала и в восточной части Печоргородской ступени нефтегазоносны также терригенный визейский, карбонатный каменноугольно-нижнепермский и терригенный верхнепермский комплексы.
Нижне-среднеордовикский НГК
В пределах рассматриваемого района отложения названного комплекса практически не изучены в связи со значительными глубинами их залегания. Принято считать, что в пределах Печоро-Кожвинского мегавала отложения комплекса отсутствуют (Н.И. Никонов, 1992 г.). Однако, по мнению других специалистов (А.Л. Кокошко, 1980 г., Н.С. Борисов, 1988 г., В.Б. Евдокимов, 1995 г.), основанном на анализе сейсмического материала, возможно существование терригенного ордовика. Исходя из характера распределения мощностей, накопление терригенных осадков ордовика происходило в понижениях рельефа – в глубоких впадинах, образовавшихся в результате дифференцированного погружения блоков фундамента. Сложный характер осадконакопления обусловил чередование пластов с различными физическими свойствами.
Среднеордовикско-нижнедевонский НГК
В пределах Печоро-Кожвинского мегавала отложения среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного НГК вскрыты небольшим количеством скважин (№№ 2 Западно-Керкавожская, 1 Южно-Терехевейская, 1 Западно-Лыжская, 41 Северо-Кожвинская, 4 Южно-Лыжская, 15 Южно-Лыжская).
Ордовикские карбонатные отложения в пределах авлакогена бурением не вскрыты (по данным сейсморазведки они залегают на глубинах 5–5,5 км и более), поэтому перспективы их нефтегазоносности не ясны. По данным исследований, проведённых на других территориях ТПП ордовикские отложения сложены пестроцветными сульфатно-глинисто-карбонатными породами, значительно обогащенными песчано-алевритовой примесью и накапливались в условиях сублиторали и литорали.
Осадки раннесилурийского бассейна представлены преимущественно массивными вторичными доломитами. Предполагаемая мощность нижнего силура 400–600 м. Здесь отлагались, в основном, карбонатные илы.
В отложениях венлокского яруса, имеющих преимущественное развитие в пределах Печоро-Кожвинского авлакогена, коллекторы нередко ограничены по площади и невыдержаны по толщине. Значения пористости пород по ГИС изменяются от 3 до 18%, средние значения по площадям 5–8%. В разрезе нижнего силура флюидоупоры практически отсутствуют.
Строение и состав верхнесилурийских осадочных толщ свидетельствует о морских шельфовых условиях осадконакопления
Силурийские отложения вскрыты скв. 1 Южный Терехевей. В разрезе выделено более 30 м водонасыщенных пластов-коллекторов с пористостью 6,8–8,2% (по АК). При опробовании за 120 минут получено 8 м3 мин.воды.
Нижнедевонские отложения на исследуемой территории вскрыты скважинами 2 Западно-Керкавожская, 1 Западно-Лыжская, 41 Северо-Кожвинская, 4 Южно-Лыжская, 15 Южно-Лыжская. Осадки (лохковский ярус – D1lk) формировались в условиях морской трансгрессии и затем значительного обмеления морского бассейна. Современное гипсометрическое положение кровли осадков нижнего девона характеризуется подъемом на север. В этом же направлении увеличивается мощность и стратиграфический объем отложений.
Фациальный анализ палеообстановок в районе Печоро-Кожвинского авлакогена показал, что близость источников сноса предопределила накопление в нижнедевонское время в этом районе преимущественно терригенных толщ, представленных переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, мергелей. Породы были подвержены вторичным процессам: уплотнению, ожелезнению, глинизации, что существенно снизило ФЕС. Отложения практически не содержат коллекторов. При испытании скважин притоков пластовых флюидов не получено.
Среднедевонско-нижнефранский НГК
Отложения названного комплекса образуют в ТПП сложный региональный природный резервуар, характеризующийся изменением по площади и разрезу свойств коллекторов, фациальной неоднородностью, наличием литологических экранов, высокой расчлененностью. Сверху резервуар ограничен франской (тиманско-саргаевской) покрышкой.
Стратиграфический объем НГК в пределах Печоро-Кожвинского мегавала принят в составе эйфельского и живетского (старооскольский надгоризонт) ярусов среднего девона, а также нижнефранского (яранский, джьерский, тиманский горизонты) и среднефранского подъярусов (саргаевский горизонт) верхнего девона. Основные запасы УВ выявлены в южной части мегавала на структурах Печорогородской ступени и Лыжско-Кыртаельского вала. Структуры северной части мегавала (Мутноматериковый, Лебединский валы) залежей УВ не содержат. По мнению ряда исследователей (Л.Т. Белякова и др.) основными причинами такого распределения нефтегазоносности является тектоническая неоднородность территории мегавала, которая повлекла за собой своеобразное распределение и соотношение коллекторов и покрышек в разрезе комплекса.
По материалам исследований разных лет установлено, что в среднедевонскую и в начальной стадии позднедевонской эпохи в пределах Печоро-Кожвинского грабена шло формирование значительных по мощности (до 2,5 км) песчаных, песчано-алевритовых и глинистых толщ. Неравномерность распределения коллекторских толщ и флюидоупоров по разрезу обусловлена периодичностью процессов осадконакопления. Особенности развития и строения отдельных участков Печоро-Кожвинского палеопрогиба связаны со сложным блоковым строением, которое определило также и характер распространения залежей УВ. Неравномерные тектонические движения отдельных блоков привели к формированию на палеоподнятиях конседиментационных структур. По бортам палеоподнятий формировались зоны конседиментационного выклинивания и стратиграфического срезания, а в приразломных зонах - участков тектонического экранирования.
Более выдержанными и протяженными являются пласты песчаников, приуроченные к старооскольскому интервалу разреза, верхнеэйфельские и нижнефранские пласты имеют линзовидное строение и обладают ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.
Наиболее полные разрезы среднего девона установлены в южной части исследуемого региона (Южная Лыжа, Северная Кожва, Каменка). Верхнеэйфельские отложения представлены переслаиванием глин и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников. Разрез старооскольского надгоризонта сложен песчаниками преимущественно кварцевого состава с редкими прослоями алевролитов и маломощными прослоями глин.
Яранские отложения развиты в пределах Лебединского и Мутноматерикового валов и на севере Лыжско-Кыртаельского вала. В южной части территории песчаники размыты.
Отложения джьерского горизонта на территории Печоро-Кожвинского мегавала присутствуют практически повсеместно. В разрезах Лебединского и Мутноматерикового валов горизонт сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Южнее, в пределах Лыжско-Кыртаельского вала в его составе отмечены мощные пачки мелко-, среднезернистых песчаников.
Отложения тиманского и саргаевского горизонтов являются региональной покрышкой для нижележащих отложений, характеризуются выдержанностью и удовлетворительными экранирующими способностями. Разрез сложен глинистыми и карбонатно-глинистыми образованиями.
Первичные литофациальные особенности поддоманиковых толщ Печоро-Кожвинского мегавала: большие мощности, преимущественно, мономинеральный кварцевый состав, хорошая отсортированность обломочного материала, незначительное содержание глинистого и карбонатного цемента являются весьма благоприятными с точки зрения возможности формирования поровых коллекторов.
В пределах Лыжско-Кыртаельского вала поровые коллектора распространены в пластах средне-, крупнозернистых песчаников - от низов среднего девона до саргаевских отложений верхнего девона, причем эффективная мощность пластов и пористость увеличиваются в пограничных средне-, верхнедевонских отложениях. Причиной тому является более благоприятный первичный литолого-фациальный состав пород и их формирование в зоне, где наиболее отчетливо проявился региональный перерыв.
В северной и центральной частях Печоро-Кожвинского мегавала (Среднешапкинская, Нялтаюская, Дзелятерехевейская площади) поровые коллекторы в песчаниках отсутствуют. По мнению специалистов ТП НИЦ (Никонов Н.И. и др) на данной территории влияния регионального перерыва в осадконакоплении практически не отмечено, в большей степени здесь проявился тектонический фактор – значительные палеопогружения, на что указывает стратиграфическая полнота разреза. Как следствие, песчаники, испытавшие влияние однонаправленного погружения на большие глубины, в значительной степени литифицированы.
В пределах Лыжско-Кыртаельского вала разведаны и введены в разработку Печорокожвинское и Печорогородское газоконденсатные; Южно-Кыртаельское и Кыртаельское нефтегазоконденсатные; Северо-Кожвинское и Южно-Лыжское нефтяные и др. месторождения, нефтегазоносность которых, главным образом, связана с отложениями среднедевонско-нижнефранского НГК.
Залежи месторождений среднедевонско-нижнефранского комплекса по своему типу, как правило, сводовые пластовые и массивно-пластовые, тектонически экранированные. Залежи приурочены к довольно высокоамплитудным (сотни метров) складкам, которые разбиты тектоническими нарушениями на многочисленные, в различной степени гидродинамически связанные блоки.
Доманиково-турнейский НГК
Доманиково-турнейский карбонатный НГК характеризуется исключительным разнообразием слагающих его образований. Мощность отложений при различных условиях осадконакопления и в разных структурно-фациальных зонах резко изменяется.
Указанный комплекс имеет очень сложное строение и сформирован под влиянием множества факторов – обстановки седиментации, вторичные изменения пород, активизация тектонических движений в разное время и т.д. Комплекс сложен карбонатными, карбонатно-глинистыми, глинистыми, песчано-алевритовыми породами, сульфатами, кремнисто-глинисто-карбонатными осадками.
Одним из наиболее важных поисковых объектов в пределах Печоро-Кожвинского авлакогена в отложениях НГК являются установленные на различных стратиграфических уровнях органогенные постройки, формирование которых обусловлено возникновением, развитием и постепенным «отмиранием» доманиковой впадины. По бортам этой впадины на границе с мелководным шельфом существовали условия для преимущественного развития органогенных и краевых рифогенных построек барьерного типа.
В составе отложений доманикового горизонта выделяют депрессионные, рифогенные и мелководно-шельфовые отложения. Различные фациальные зоны отражают последовательную смену (с востока на запад) обстановок осадконакопления. Аналогичная зональность наблюдается и в вышезалегающих осадках позднефранского и фаменского возрастов, где происходит постепенное смещение окраины мелководного шельфа в сторону бассейна по мере заполнения его осадками.
В доманиковое время (по мнению Евдокимова В.Б.) на исследуемой территории осадки отлагались в условиях некомпенсированного осадконакопления. Отложения характеризуются очень низкими ФЕС. При испытании этих отложений в большинстве скважин притоков пластовых флюидов не получено.
Ветласянские отложения отражают первую регрессивную стадию развития позднефранского бассейна, являются толщей заполнения и представлены переслаиванием аргиллитов, мергелей. Породы практически не содержат коллекторов.
Сирачойский горизонт, как и доманиковый, представлен депрессионными осадками и практически не содержит коллекторов.
Разнофациальные отложения ухтинской свиты в пределах Печоро-Кожвинского мегавала распространены повсеместно. Выделяются несколько типов разрезов: мелководно-шельфовый, рифогенный и относительно глубоководный. Последний включает в себя фации толщи заполнения и депрессионные аналоги рифовых отложений (доманикоиды).
Барьерный риф ухтинского возраста (Терехевейская рифовая зона) прослежен вдоль западного крыла Мутноматериково-Лебединского вала. Он разбурен на Южно-Терехевейском месторождении.
Среднешапкинская рифовая зона франских барьерных рифов прослеживается на севере Печоро-Кожвинского мегавала на Лебединском и Среднешапкинском поднятиях. Верхнефранские рифы здесь испытали предъюрский размыв.
На Западно-Соплесском месторождении интенсивные нефтепроявления установлены в доманиковых и наддоманиковых верхнефранских карбонатах - притоки нефти получены в скв. 72, 73, 79 и 82.
Началу фаменского этапа седиментации соответствует монотонная толща карбонатно-глинистых пород задонского возраста, рассматривающаяся как компенсирующая толща для позднефранских органогенных построек. На рассматриваемой территории с наступлением трансгрессивной фазы в позднезадонское время над позднефранскими рифами формировались пластовые карбонатные массивы, зачастую содержащие коллектора (пласты Ф).
В данных отложениях на Южно-Терехевейском и Северо-Ниедзьюском месторождениях установлены залежи нефти. Тип залежей – массивный, сводовый, тип коллектора – трещинно-каверново-поровый.
В елецкое время на рассматриваемой территории наблюдается ритмично-слоистый шельфовый разрез, который отражает частую смену режима седиментации. В разрезе елецкого горизонта по литологическим признакам выделено две толщи: нижняя - известково-глинистая и верхняя – карбонатная. В елецкой толще выделены несколько карбонатных пластов, характеризующихся довольно высокими ФЕС. На Южно-Терехевейском месторождении в пласте Ф0 установлена залежь нефти. Залежь пластовая, сводовая, тип коллектора – каверново-поровый.
Отложения усть-печорского горизонта на исследуемой территории подверглись глубокому размыву. Оставшиеся от размыва осадки представлены образованиями мелководного шельфа.
Зеленецкий и нюмылгский горизонты (джебольский надгоризонт) на территории Печоро-Кожвинского мегавала имеют неповсеместное распространение. Их формирование происходило в условиях мелководного шельфа с накоплением карбонатных и глинисто- карбонатных отложений.
В пределах Кыртаельско-Печорогородского НГР в разрезе комплекса промышленные скопления УВ не установлены, однако при разведке структур Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия нефтепроявления отмечены.
Нефтенасыщенный керн был поднят из фаменских отложений (интервал 835–837 м) в скв. 63 на Югидском месторождении.
Визейско-нижнепермский НГК
Терригенные отложения визейско-нижнепермского карбонатного комплекса в пределах Печоро-Кожвинского мегавала имеют неповсеместное развитие. В центральной части мегавала осадки полностью отсутствуют в результате предтриасового размыва (Н.И. Никонов, 1996 г.).
Распределение коллекторов и покрышек по разрезу и площади развития комплекса обусловлено условиями седиментации и тектоническим режимом развития территории. Пласты-коллекторы представлены терригенно-алевролитовой толщей кожимского надгоризонта (бобриковский горизонт). Наиболее высокоемкие коллекторы связаны с русловыми, дельтовыми, прибрежно-мелководными фациями, сформированными в условиях активного динамического режима осадконакопления. В это время обширная дельта палеореки располагалась на месте южной части современного Печоро-Кожвинского мегавала. В южном, восточном и северо-восточном направлениях она переходила в прибрежно-морскую зону, а к северу - в озерно-аллювиальную. В районах континентального осадконакопления (Нялтаюская, Вадминская структуры) пластов-коллекторов с достаточно высокими ФЕС не выделено. Седиментация в условиях дельт осуществлялась за счет интенсивного приноса терригенного материала речными потоками, здесь происходило накопление пластов небольшой мощности.
Основные коллекторские толщи представлены песчаниками прибрежно-морского генезиса и приурочены к южной части Печоро-Кожвинского мегавала. Открытая пористость кварцевых песчаников достигает 30%, составляя в среднем 15–20%, проницаемость - до сотен миллидарси. Толщины отдельных песчаных пластов составляют всего 1–4 м, суммарная их толщина 10–15 м (Печорокожвинская, Лиственичная площади).
Флюидоупором прибрежно-морских песчаников бобриковского горизонта служат глины в основании тульской карбонатно-терригенной толщи. Они экранируют залежи УВ на расположенных в непосредственной близости от исследуемого района месторождениях. С данным комплексом связана промышленная газоносность Печорогородского месторождения, где в песчаниках нижнекаменноугольного возраста открыта ограниченная по размерам залежь газа. На Печорокожвинском месторождении отмечены многочисленные газопроявления. На Аранецкой и Переборской площадях соседнего Среднепечорского НГР в этих же отложениях выявлены интенсивные нефтепроявления.
На Югидском месторождении в отложениях визейского яруса открыты три залежи тяжелой нефти: в песчаных пластах Ia+б и IIа+б и в карбонатном пласте «К».
Притоки нефти из отложений комплекса получены на Южно-Лиственичном месторождении. Здесь в скв. 81 при испытании в эксплуатационной колонне интервала 653–657 м получен приток нефти дебитом 2,09 м3/сут по ПУ. Продуктивные песчаники мелко- и среднезернистые, кварцевые, пористостью до 27,6%. Нефть плотностью 0,9815 г/см3, содержит 17,7% смол, 0,43% парафина, 13,3% асфальтенов, 1,31% серы. Выявленная залежь имеет ограниченное распространение и непромышленное значение.
В центральной части мегавала, на Среднешапкинской, Мутноматериковой площадях в результате предтриасового перерыва произошел глубокий размыв нижне-средневизейских терригенных отложений и песчаники бобриковского горизонта оказались выведенными на дневную поверхность и не перекрыты флюидоупорами.
В осевой части Лыжско-Кыртаельского вала нижнепермско-каменноугольные отложения в сводах крупных структур размыты и интереса в отношении нефтегазоносности не представляют.
Верхнепермский НГК
Образования верхнепермского терригенного комплекса практически на всей территории Печоро-Кожвинского мегавала размыты. Лишь на восточном крыле мегавала выделена Печорогородская зона нефтегазонакопления (ЗНГН), в пределах которой на Печорокожвинском месторождении установлены три небольшие залежи в уфимских отложениях верхней перми: газовые в пластах Б и I и газонефтяная, приуроченная к пласту III. Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные. Коллекторами являются русловые песчаники с поровым типом коллектора. Покрышками для залежей служат межпластовые глинистые прослои.
При опробовании верхнепермских полимиктовых песчаников на Печорогородском месторождении выявлена небольшая газовая залежь, незначительные нефтепроявления отмечались при бурении скважин.
На Югид-Соплесском месторождении (соседний Среднепечорский НГР) открыта залежь нефти в верхнепермских отложениях; небольшие газовые залежи в линзовидных песчаниках выявлены на Аранецкой и Войской структурах; получен приток газа в скв. 1 Усть-Воя на Западно-Соплесском месторождении.
Характеристика залежей пластов 3 и 2 D2efКыртаельского месторождения
На Кыртаельском месторождении открыты и в различной степени разведаны залежи углеводородов в отложениях среднего и верхнего девона. К отложениям эйфельского яруса среднего девона (пласты 3, 2 и 1) приурочены нефтяные залежи. К старооскольским отложениям среднего девона приурочены нефтяные и газоконденсатнонефтяная залежи. Залежи старооскольских отложений являются основным объектом разработки и вмещают большую часть запасов УВ месторождения. Также открыты залежи нефти, нефтегазоконденсата и газоконденсата в песчаниках нижней и верхней пачек джьерских отложений верхнего девона.
В настоящей работе произведен подсчёт запасов нефти по залежам 2 и 3 эйфельского яруса.
В пределах Кыртаельского месторождения эйфельские отложения (пласты 2 и 3) частично или в полном объёме вскрыты 18 скважинами (5, 6, 8, 11, 13, 13/2, 14, 18, 20, 117, 167, 213, 223, 239/3, 242, 305, 360, 407). В трёх из них (20, 242 и 239/3) подсечены тектонические нарушения.
Ниже приведена характеристика залежей, приуроченных к пластам 2 и 3 в отложениях верхнеэйфельского подъяруса.
Залежь нефти в песчаниках пласта 3 D2ef
Залежь нефти в отложениях пласта 3 D2efпластовая сводовая, тектонически экранированная. В контуре залежи скважины 8 и 223. Скважины 5, 6, 11, 13, 20, 213, 239/3 и 242 вскрыли водонасыщенный разрез, а скв. 14 оказалась в зоне отсутствия коллекторов. Продуктивные отложения залегают в среднем на глубине 2845 м.
В песчаниках пласта 3 в эксплуатационной колонне опробовано 4 объекта. Приток нефти получен в скв. 223 (интервал глубин 2858-2861м, абс. отм. минус 2721 – минус 2727м). Притоки пластовой воды дебитами от 4,4 до 16,0 м3/сут получены в скважинах 5, 13 и 213, скважины вскрыли законтурные воды. Результаты опробования по скважинам и объектам представлены на схеме опробования продуктивных эйфельских отложений.
Залежь приурочена к сводовой части Кыртаельского поднятия; имеет вытянутую форму. С запада залежь ограничена тектоническим нарушением F4, который является восточным бортом грабенообразного прогиба, выделяемого в центральной части месторождения по вышезалегающим отложениям. Свод залежи, ограниченный изогипсой минус 2720 м, локализуется в центральной ее части. Юго-восточная часть залежи осложнена малоамплитудным (10–15 м) нарушением F4в, примыкающим к F4, ограничивающим залежь с юго-запада и затухающим к югу от устья скв. 223.
Подошва гипсометрически наиболее низкого нефтенасыщенного прослоя по данным ГИС отбивается на отметке минус 2735,4 м в скв. 8. Кровля водонасыщенных коллекторов соответствует этой же отметке в этой же скважине (контакт в пласте). Исходя из этого, уровень ВНК по рассматриваемой залежи принят на отметке минус 2735 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 8.
Площадь нефтеносности залежи пласта 3 D2efсоставляет 2355 тыс. м. Наибольшая толщина нефтенасыщенного коллектора отмечена в скв. 223 (более 9,7 м), не вскрывшей подошву пласта 3. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6.4 м.
Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные породы верхнеэйфельского подъяруса среднего девона.
Представление о строении залежи дают геологические разрезы продуктивных эйфельских отложений, подсчётный план залежи и структурная карта подошвы проницаемых песчаников пласта 3 D2ef.
Залежь нефти в песчаниках пласта 2 D2ef
Залежь, приуроченная к отложениям пласта 2, имеет сложное геологическое строение, обусловленное дизъюнктивной тектоникой. Залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная. Нарушением F2, с амплитудой, достигающей 120 м в центральной части Кыртаельского поднятия, залежь экранирована с запада. Сводовую часть залежи осложняет грабенообразный прогиб ограниченный нарушениями F3 и F4. Грабен выполнен плотными породами верхнеэйфельского подъяруса и экранирует залежь в северной и центральной частях. Центральную часть залежи также осложняет малоамплитудное (10–15 м) нарушение F4в, примыкающее к F4. Восточная часть залежи осложнена нарушением F8. В крайней северной части залежь экранирована нарушением F17, примыкающим к F4. Нарушения F3 и F4 затухают незначительно южнее устья скв. 13, поэтому крайняя южная часть залежи этими нарушениями не затронута.
В песчаниках пласта 2 в эксплуатационной колонне опробовано 14 объектов. Притоки нефти получены в скв. 8, 13, 13/2, 117, 213, 223, 239/3, 305, 360 и 407, пластовой воды – в скв. 5 (вскрыла законтурные воды). В двух скважинах притока не получено (11 – находится в зоне отсутствия коллекторов; 18 – проперфорирована плотная часть разреза). В скв. 167 получен фильтрат бурового раствора (некачественное опробование). Результаты опробования по скважинам и объектам приведены в таблице 5.1, а также на схеме опробования (граф. прил. 7, папка 1).
В контуре залежи пласта 2 D2ef12 скважин (8, 13, 13/2, 117, 167, 213, 223, 239/3, 242, 305, 360 и 407). Скв. 5, 6, 14, 18 и 20 вскрыли водонасыщенный разрез. Добыча нефти пласта 2 D2efв скважинах 13/2, 117, 213, 239/3, 360 и 407 осуществляется совместно с залежью в отложениях D2st.
Средняя глубина залегания продуктивных отложений 2829 м. Наиболее гипсометрически низкая отметка, на которой получена чистая нефть, – минус 2766,6 м в скв. 13; самая гипсометрически высокая отметка, на которой получена пластовая вода, - минус 2770 м в скв. 5. Уровень водонефтяного контакта по залежи принят на отметке минус 2767 м по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скв. 13 (граф. прил. 7, папка 1).
Площадь нефтеносности залежи 2 D2efсоставляет 20153 тыс. м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0 на контуре до 18,8 м в скв. 239/3. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8.4 м.
Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные породы эйфельского яруса среднего девона.
Представление о строении залежи дают геологические разрезы продуктивных эйфельских отложений, подсчётный план залежи и структурная карта подошвы проницаемых песчаников пласта 2 D2ef.
Характеристика залежей пластов 3 и 2 D2ef Кыртаельского месторождения
На Кыртаельском месторождении открыты и в различной степени разведаны залежи углеводородов в отложениях среднего и верхнего девона. К отложениям эйфельского яруса среднего девона (пласты 3, 2 и 1) приурочены нефтяные залежи. К старооскольским отложениям среднего девона приурочены нефтяные и газоконденсатнонефтяная залежи. Залежи старооскольских отложений являются основным объектом разработки и вмещают большую часть запасов УВ месторождения. Также открыты залежи нефти, нефтегазоконденсата и газоконденсата в песчаниках нижней и верхней пачек джьерских отложений верхнего девона.
В настоящей работе произведен подсчёт запасов нефти по залежам 2 и 3 эйфельского яруса.
В пределах Кыртаельского месторождения эйфельские отложения (пласты 2 и 3) частично или в полном объёме вскрыты 18 скважинами (5, 6, 8, 11, 13, 13/2, 14, 18, 20, 117, 167, 213, 223, 239/3, 242, 305, 360, 407). В трёх из них (20, 242 и 239/3) подсечены тектонические нарушения.
Ниже приведена характеристика залежей, приуроченных к пластам 2 и 3 в отложениях верхнеэйфельского подъяруса.
Залежь нефти в песчаниках пласта 3 D2ef
Залежь нефти в отложениях пласта 3 D2ef пластовая сводовая, тектонически экранированная. В контуре залежи скважины 8 и 223. Скважины 5, 6, 11, 13, 20, 213, 239/3 и 242 вскрыли водонасыщенный разрез, а скв. 14 оказалась в зоне отсутствия коллекторов. Продуктивные отложения залегают в среднем на глубине 2845 м.
В песчаниках пласта 3 в эксплуатационной колонне опробовано 4 объекта. Приток нефти получен в скв. 223 (интервал глубин 2858-2861м, абс. отм. минус 2721 – минус 2727м). Притоки пластовой воды дебитами от 4,4 до 16,0 м3/сут получены в скважинах 5, 13 и 213, скважины вскрыли законтурные воды. Результаты опробования по скважинам и объектам представлены на схеме опробования продуктивных эйфельских отложений (граф. прил. 7, папка 1), а также в таблице 5.1.
Залежь приурочена к сводовой части Кыртаельского поднятия; имеет вытянутую форму. С запада залежь ограничена тектоническим нарушением F4, который является восточным бортом грабенообразного прогиба, выделяемого в центральной части месторождения по вышезалегающим отложениям. Свод залежи, ограниченный изогипсой минус 2720 м, локализуется в центральной ее части. Юго-восточная часть залежи осложнена малоамплитудным (10–15 м) нарушением F4в, примыкающим к F4, ограничивающим залежь с юго-запада и затухающим к югу от устья скв. 223.
Подошва гипсометрически наиболее низкого нефтенасыщенного прослоя по данным ГИС отбивается на отметке минус 2735,4 м в скв. 8. Кровля водонасыщенных коллекторов соответствует этой же отметке в этой же скважине (контакт в пласте). Исходя из этого, уровень ВНК по рассматриваемой залежи принят на отметке минус 2735 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 8.
Площадь нефтеносности залежи пласта 3 D2ef составляет 2355 тыс. м. Наибольшая толщина нефтенасыщенного коллектора отмечена в скв. 223 (более 9,7 м), не вскрывшей подошву пласта 3. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6.4 м.
Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные породы верхнеэйфельского подъяруса среднего девона.
Представление о строении залежи дают геологические разрезы продуктивных эйфельских отложений, подсчётный план залежи и структурная карта подошвы проницаемых песчаников пласта 3 D2ef.
Залежь нефти в песчаниках пласта 2 D2ef
Залежь, приуроченная к отложениям пласта 2, имеет сложное геологическое строение, обусловленное дизъюнктивной тектоникой. Залежь классифицируется как пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная. Нарушением F2, с амплитудой, достигающей 120 м в центральной части Кыртаельского поднятия, залежь экранирована с запада. Сводовую часть залежи осложняет грабенообразный прогиб ограниченный нарушениями F3 и F4. Грабен выполнен плотными породами верхнеэйфельского подъяруса и экранирует залежь в северной и центральной частях. Центральную часть залежи также осложняет малоамплитудное (10–15 м) нарушение F4в, примыкающее к F4. Восточная часть залежи осложнена нарушением F8. В крайней северной части залежь экранирована нарушением F17, примыкающим к F4. Нарушения F3 и F4 затухают незначительно южнее устья скв. 13, поэтому крайняя южная часть залежи этими нарушениями не затронута.
В песчаниках пласта 2 в эксплуатационной колонне опробовано 14 объектов. Притоки нефти получены в скв. 8, 13, 13/2, 117, 213, 223, 239/3, 305, 360 и 407, пластовой воды – в скв. 5 (вскрыла законтурные воды). В двух скважинах притока не получено (11 – находится в зоне отсутствия коллекторов; 18 – проперфорирована плотная часть разреза). В скв. 167 получен фильтрат бурового раствора (некачественное опробование). Результаты опробования по скважинам и объектам приведены в таблице 5.1, а также на схеме опробования (граф. прил. 7, папка 1).
В контуре залежи пласта 2 D2ef 12 скважин (8, 13, 13/2, 117, 167, 213, 223, 239/3, 242, 305, 360 и 407). Скв. 5, 6, 14, 18 и 20 вскрыли водонасыщенный разрез. Добыча нефти пласта 2 D2ef в скважинах 13/2, 117, 213, 239/3, 360 и 407 осуществляется совместно с залежью в отложениях D2st.
Средняя глубина залегания продуктивных отложений 2829 м. Наиболее гипсометрически низкая отметка, на которой получена чистая нефть, – минус 2766,6 м в скв. 13; самая гипсометрически высокая отметка, на которой получена пластовая вода, - минус 2770 м в скв. 5. Уровень водонефтяного контакта по залежи принят на отметке минус 2767 м по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скв. 13 (граф. прил. 7, папка 1).
Площадь нефтеносности залежи 2 D2ef составляет 20153 тыс. м. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0 на контуре до 18,8 м в скв. 239/3. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 8.4 м.
Коллекторами являются кварцевые песчаники порового типа. Покрышкой для залежи служат вышезалегающие плотные породы эйфельского яруса среднего девона.
Представление о строении залежи дают геологические разрезы продуктивных эйфельских отложений, подсчётный план залежи и структурная карта подошвы проницаемых песчаников пласта 2 D2ef.
Источник: Оперативный подсчет запасов по залежам пластов 2 и 3 эйфельского яруса Кыртаельского нефтегазоконденсатного месторождения. Лицензия СЫК 13523 НЭ. Дополнительное соглашение № 155/2010. Степанова А.А., Носов А.П., Жуйко С.И., и др. 2010
Следующее Месторождение: Среднеботуобинское