Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1980
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 52.63 км²
Северо-Сарембойское месторождение
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Северо-Сарембойского месторождения приводится по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, пробуренных непосредственно на площади. Стратификация вскрытого скважинами разреза осадочного чехла Северо-Сарембойской площади приведена в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской Провинции», разработанной ГУП РК ТП НИЦ.
Вскрытый разрез осадочного чехла представлен палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями. Максимальная толщина изученного разреза вскрыта в поисковой скважине 40 (4304 м), в которой вскрыты верхнесилурийские отложения.
Палеозойская эратема
Представлена ордовикской, силурийской, девонской и каменноугольной системами. Отложения пермской системы на территории месторождения полностью размыты. Наибольшая вертикальная мощность палеозойских отложений вскрыта в скважине 40, и составляет 3526 м (исключая ~ 32 м повторяющегося разреза в нижнедевонских отложениях).
Ордовикская система – О
Ордовикская система скважинами на площади не вскрыта.
Силурийская система – S
Отложения силурийской системы вскрыты на площади поисковыми скважинами 16 и 20 и разведочными скважинами 1 и 40. Наибольшая толщина силурийских отложений была вскрыта скв. 40 (1003 м).
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения выделяются в объеме лудловского и пржидольского ярусов.
Лудловский ярус –S2ld
Отложения лудловского яруса представлены в объеме гердъюского горизонта.
Гердьюский горизонт характеризуется слоистым строением. На диаграмме радиоактивного каротажа выделяются терригенно-карбонатные тонкослоистые пачки и пачки массивного строения. Карбонаты представлены известняками сероцветными. Структура тонко- и мелкокристаллическая, текстура массивная и слоистая. Слоистость волнистая и линзовидная, обусловлена неравномерной глинизацией пород. Маломощные слойки аргиллитов имеют подчинённое значение. Аргиллиты тёмно-серые почти чёрные. Органические остатки наблюдаются часто. Они распределены неравномерно, представлены в основном брахиоподами, остракодами. По стилолитовым швам наблюдается пирит. В карбонатных породах трещины и каверны выполнены кальцитом.
Максимальная мощность, вскрытая на месторождении – 782 м в скв. 40.
Пржидольский ярус – S2p
Отложения пржидольского яруса выделены в объеме гребенского горизонта и представлены ритмичным чередованием известняков и мергелей. Подчинённое значение имеют пласты аргиллитов. Известняки серые, зеленовато-серые мелкокристаллические, неравномерно глинистые, иногда доломитизированные. Прослоями карбонаты обогащены более грубозернистым алевритовым материалом. Известняки массивные, слоистые, комковатые. Часто они содержат органические остатки неравномерно распределённые – брахиоподы, кораллы, остракоды, мшанки. Аргиллиты тёмно-серые, почти чёрные известковые. Пирит содержится в виде мелких кристаллов и гнёзд до 10 мм. Трещины разнонаправленные выполнены кальцитом.
Мощность горизонта на месторождении изменяется от 206,4 м в скв. 1, до 247 м в скв. 16.
Девонская система – D
Девонские образования на большей части ТПП залегают на силурийских, ордовикских отложениях и представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним, но на Северо-Сарембойском месторождении отложения среднего отдела отсутствуют, отложения верхнего отдела с размывом и угловым несогласием залегают на отложениях нижнего отдела. Мощность отложений системы по скважинам меняется незначительно – от 1663,7 м в скв. 20 до 1679,2 м в скв. 16. В скважинах 1 и 40 общие мощности девонской системы больше, но в них в интервале сотчемкыртинского горизонта наблюдается повторение разреза.
Нижний отдел – D1
Отдел представлен только лохковским ярусом. Мощность отдела меняется от 640 до 670 м.
Лохковский ярус
Отложения представлены овинпармским и сотчемкыртинским горизонтами.
Овинпармский горизонт (хатаяхинская свита) представлен карбонатной толщей. На территории Варандей-Адзьвинской структурной зоны горизонт разделяется на четыре пачки. По характеру распределения пород в опорном разрезе овинпармского горизонта ясно выделяются два ритма, каждый из которых в нижней части представлен трансгрессивными в основном глинистыми отложениями (пачки I и III) и регрессивными преимущественно карбонатными отложениями (пачки II и IV). В строении пачек проявляется ритмичность более низкого ранга. Границы пачек приняты по резкой смене литологического состава. Верхняя часть пачки II, а также пачки III и IV прослеживаются по всей территории структурной зоны. Нижняя граница овинпармского горизонта и соответственно граница силура и девона литологически хорошо выражена.
На Северо-Сарембойском месторождении продуктивными являются II (пласт D1l-I) и IV (пласт D1l) пачки.
Пачка I представлена более глинистыми базальными отложениями, перекрывающими верхнесилурийские глинистые карбонаты. Толщина пачки варьируется от 75 до 81 м.
Пачка II представлена ритмичным чередованием карбонатных пластов, чередующихся с пластами мергелей и известковистых аргиллитов. В пределах пачки выделяется пять пластов-коллекторов А-Д, содержащих нефти не только на Северо-Сарембойском, но и на Тобойском, Мядсейском и других месторождениях Варандей-Адзьвинской зоны. Пласты-коллекторы представлены известняками органогенно-детритовыми, местами доломитизированными со средней пористостью по ГИС равной 7,7%. Толщина пачки варьируется от 110 до 118 м.
Пачка III выделяется мелкой ритмичностью и сложена мергелями и глинистыми известняками с прослоями органогенных известняков. Толщина пачки меняется от 10 до 77 м.
Пачка IV выделяется ритмичным чередованием известняков зернистых, часто органогенных и доломитизированных с известняками глинистыми и мергелями. Эта пачка нефтеносна регионально, залежи нефти в ней установлены на валу Сорокина (Наульское, Лабаганское, Хосолотинское) и вала Гамбурцева (Черпаюсское, Хасырейское). Толщина пачки меняется от 82 до 90 м.
Толщина овинпармского горизонта в пределах Северо-Сарембойского месторождения составляет 340-358 метров.
Сотчемкыртинский горизонт (торавейская свита) сложен глинисто-карбонатной и ангидрито-доломитовой толщами и имеет мощность 278-330 м.
Нижняя глинисто-карбонатная толща мощностью 63-70 м сложена доломитами и аргиллитами. Доломиты неравномерно-глинистые, тонкокристаллические, линзовидно-слоистые. Аргиллиты наблюдаются в виде тонких прослоев.
Ангидрито-доломитовая толща сложена ангидритами, доломитами, домеритами. Ангидриты тонкокристаллические доломитизированные. Доломиты неравномерно глинистые, часто ангидритизированные. В верхней части толщи породы содержат алевритовую примесь. Мощность изменяется от 215 до 270 м
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения выделяется в объеме франского и фаменского ярусов и имеет мощность от 1001 до 1052 м.
Франский ярус –D3f
Отложения франского яруса представлены нижним, средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – D3f1
В составе нижнефранского выделены яранский, джъерский и тиманский горизонты. В пределах Варандей-Адзьвинской зоны выделяется только тиманский горизонт в составе оленьинской свиты. Свита представлена переслаиванием алевролитов, глин, известняков с прослоями песчаников и имеет мощность 56-87 м.
Среднефранский подъярус включает в себя саргаевский и доманиковый горизонты.
Саргаевский горизонт сложен толщей переслаивающихся глин, алевролитов и песчаников. Мощность на месторождении – 20-30 метров.
Доманиковый горизонт сложен известняками разнокристаллическими, неравномерно глинистыми, трещиноватыми. Его мощность изменяется от 9 до 13 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Верхнефранскому подъярусу на месторождении соответствуют низы кочмесской свиты.
Фаменский ярус – D3fm
Ярус в пределах месторождения включает в себя верхи кочмесской, сарембойскую и нядейюскую свиты.
Кочмесская свита сложена известняками мелкокристаллическими, неравномерно глинистыми и неравномерно доломитизированными, окремненными, слоистыми. Тонкие прослои и линзы аргиллита наблюдаются редко. Вертикальные трещины выполнены кальцитом. Мощность кочмесской свиты изменяется от 150 до 28 метров.
Сарембойская свита преимущественно сложена глинистыми карбонатами. Мергели слюдистые, неравномерно алевритовые, массивные и тонкослоистые. Слоистость горизонтальная и волнистая. В верхней части свиты отмечается переслаивание мергелей и глинистых известняков. Мощность свиты составляет 250-360 м.
Нядейюская свита представлена мощной толщей известняков мелкокристаллических, доломитизированных, участками неравномерно глинистых. Текстура пород горизонтально-слоистая и пятнистая. Мощность свиты изменяется в пределах от 395 до 405 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения трансгрессивно залегают на верхнедевонских отложениях и сложены преимущественно карбонатными породами с глинисто-терригенной пачкой в основании визейского яруса. В составе каменноугольной системы выделяются нижний и средний отделы. Отложения верхнего отдела на исследуемой территории отсутствуют. Толщина пород каменноугольной системы в среднем составляет 840-915 м.
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами. Толщина пород нижнего отдела изменяется от 611 м до 828 м.
Турнейский ярус – С1t
Отложения турнейского ярусасложены известняками и доломитами. Известняки неравномерно доломитизированные, окремненные. Доломиты массивные. Породы трещиноватые, иногда кавернозные, пористые. В нижней части яруса выделяется маломощный прослой аргиллита. Мощность изменяется от 106 до 128 м.
Визейский ярус – С1v
Отложения визейского яруса выделены в объемекожимского и окского надгоризонтов. Мощность его составляет 329-510 м.
Кожимский надгоризонт является реперным уровнем в разрезе месторождения. Представлен глинистой толщей с подчиненными слоями известняков и песчаников. Аргиллиты плитчатые, слюдистые, известковые. Песчаники мелкозернистые.
Толщина отложений изменяется в пределах 43-66 м.
Окский надгоризонт представлен карбонатной толщей, сложенной известняками и доломитами. Известняки тонкокристаллические массивные, неравномерно доломитизированные. Доломиты вторичные, тонкокристаллические, участками кавернозные, пористые. Трещины выполнены кальцитом, иногда в них наблюдается битум. Мощность изменяется от 315 до 371 м.
Серпуховский ярус – С1s
Серпуховский ярус на исследуемой территории присутствует в объеме нижнего и верхнего подъярусов.
Ярус представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов и аргиллитоподобных глин. Известняки мелкозернистые, брекчиевидные, комковатые, неравномерно слоистые, неравномерно доломитизированные вплоть до перехода в кавернозные доломиты. Слоистость линзовидная, косая. Встречаются органогенно-обломочные разности пород. По трещинам, выполненным кальцитом, нередко наблюдается черный твердый битум.
Мощность нижнего подъяруса изменяется от 148 до 182 метров, верхнего – от 56 до 94 метров.
Средний отдел – C2
Отложения среднего отдела представлены московским и башкирским ярусами нерасчлененными, и составляют вместе тобойскую толщу, которая имеют мощность от 89 до 163 м. Она сложена известняками криноидными и криноидно-фораминиферовыми часто пористыми. Текстура линзовидно-слоистая и массивная.
Мезозойская эратема
Отложения мезозойской эратемы на территории месторождения представлены всеми тремя системами. Терригенные красноцветные отложения триаса с угловым несогласием залегают на размытой поверхности карбона. Терригенные отложения юры и мела в свою очередь залегают с угловым несогласием на размытой поверхности триасовых или каменноугольных отложений. Общая мощность мезозойских отложений составляет от 792 до 990 метров.
Триасовая система – Т
Отложения триасового возраста трансгрессивно залегают на эродированной поверхности каменноугольных карбонатных отложений. В составе системы выделены нижний отдел.
Нижний отдел –Т1
Нижний отдел на территории ТПП охватывает индский и оленекский ярусы, и представлен красноцветными песчаниками и глинами. В нижнетриасовых отложениях выделена чаркабожская и харалейская свиты. Чаркабожская свита делится на две подсвиты. Нижнечаркобожская подсвита относится к индскому ярусу, а верхнечаркабожская подсвита и харалейская свита вместе относятся к оленекскому ярусу.
Чаркабожская свита представлена цикличным переслаиванием зеленовато-серых песчаников (в основании с галькой и гравием), алевролитов и глин зеленовато-серых и шоколадно-коричневых. Нижнечаркобожская подсвита обогащена материалом перемытой коры выветривания подстилающих отложений, а верхнечаркобожская содержит большое количество привнесенного материала из зеленокаменной зоны Палеоурала. Мощности нижнечаркобожской подсвиты меняются от 49 до 116 метров. Мощности верхнечаркобожской подсвиты меняются от 123 до 180 метров.
Харалейская свита представлена ритмопачками состоящими из песчаников, иногда с прослоями конгломератов в основании и пласта алевролитов и глин в верхних частях ритмов. Мощность харалейской свиты изменяется от 106 до 208 метров.
Юрская и меловая системы – J и К
Нерасчлененные юрские и меловые отложения несогласно залегают на размытой поверхности триаса. Они представлены неравномерным переслаиванием глин, алевролитов, песчаников. Глины песчанистые. Песчаники и алевролиты кварцевые и полиминеральные, содержат гальку различных пород. Мощность этих отложений изменяется в пределах 350-400 м.
Кайнозойская эратема
Кайнозойские отложения представлены нерасчлененными неоген-четвертичными отложениями. Они присутствуют в разрезе месторождения, но не выделяются отдельным стратиграфическим подразделением, т.к. нет надежных литологических и геофизических критериев для проведения нижней границы системы. Разрез представлен переслаиванием глин, суглинков, супесей, песков. Они содержат гальку и гравий кварца, кремня и других пород. Мощности кайнозойской системы не превышают 100 м.
Тектоника
Положение месторождения в общем геологическом структурном плане. В тектоническом отношении Северо-Сарембойское месторождение находится в пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны, расположенной, в свою очередь, в северо-восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны.
Варандей-Адзьвинская зона занимает крайнюю северо-восточную часть Печорской синеклизы и представляет собой сложно построенную область северо-западного простирания размерами 190х80 км, сужающуюся к северу до 40 км и погружающуюся под воды Печорского моря. На востоке и юге зона ограничена грядами Чернова и Чернышева, на западе переходит в Хорейверскую впадину.
Варандей-Адзьвинскую структурную зону можно представить как естественное продолжение восточного борта Хорейверской впадины, а в более региональном плане, как северо-восточное окончание Печорской синеклизы. Зона характеризуется чередованием валов и депрессий, выраженных по всему осадочному чехлу палеозоя. В её составе выделяются структуры второго порядка: вал Сорокина, вал Гамбурцева, Медынско-Сарембойская антиклинальная зона, Талотинский вал, Мореюская и Верхне-Адзьвинская депрессии.
Все структуры осадочного чехла в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны, в основном, имеют прямую унаследованность от фундамента. Нижняя часть осадочного чехла отличается резко контрастным рельефом в соответствии с морфологией фундамента. Абсолютные отметки поверхности фундамента колеблются от 4 до 8,8 км. Максимальные зоны погружения находятся в северной и центральной частях Мореюской депрессии (до 7,8-8,8 км). Участки максимального подъема отмечены на валах. Причем, имея северо-западную и меридиональную ориентировки, шарниры валов воздымаются к югу и юго-востоку как по фундаменту, так и по всему осадочному чехлу.
Самой сложной, как в пликативном, так и дизьюнктивном планах из всех выше перечисленных структур второго порядка определена Медынско-Сарембойская антиклинальная зона. В общих чертах строение её представляет серию антиклинальных поднятий, стыкующихся друг с другом через нарушения или через синклинали. Размеры Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны 175х10-35 км по всему осадочному чехлу. Ориентировка зоны северо-западная. В центральной части она разбита нарушениями взбросово-сдвигового характера, в основном, северо-западной ориентировки, прослеживающимися снизу вверх до размытой поверхности каменноугольных отложений. С глубиной амплитуда их возрастает, в частности, в отложениях силура амплитуды в среднем достигают 800 м. По всем горизонтам зона испытывает погружение на северо-запад. С севера на юг в Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне выделяются локальные структуры: Медынская, Перевозная, Тобойская, Восточно-Тобойская, Мядсейская, Южно-Мядсейская, Северо-Енганехойская, Енганехойская, Западно-Лекейягинская, Северо-Сарембойская, Сарембойская, Пэяхинская и Южно-Сарембойская. Размеры их колеблются в пределах 3-27 х 2-5 км, амплитуды от 20 до 250 м. Преобладает брахиантиклинальный тип складок. Последние по выраженности в разрезе осадочного чехла имеют сквозной и погребенный характер. Наиболее высокое гипсометрическое положение (практически по всем горизонтам осадочного чехла) занимает Северо-Сарембойское поднятие. Самой погруженной по отложениям силура является Северо-Енганехойская структура, по отложениям верхнего девона – Мядсейская, а по вышележащим горизонтам – Тобойская. Медынско-Сарембойская антиклинальная зона разделена Хайпудырской губой на северную и южную части. Северная часть сформирована, в основном Тобойской и Мядсейской структурами и названа Тобойско-Мядсейским валом, ширина которого 10-18 км, длина – 40 км, амплитуда – 350-400 м. В пределах вала наблюдается смещение структурных планов с глубиной.
Сарембой-Лекейягинский вал, отнесенный к южной части, имеет северо-западное простирание и объединяет Южно-Сарембойскую, Сарембойскую, Северо-Сарембойскую, Западно-Лекейягинскую, Енганехойскую структуры. Наиболее приподнятой является Западно-Лекейягинская антиклиналь. Северная периклиналь Северо-Сарембойской структуры срезана тектоническим нарушением и перекрыта Вашуткино-Талотинским надвигом.
Сведения о тектонике района месторождения
Медынско-Сарембойская антиклинальная зона в структурных планах кровли силурийских и нижнедевонских отложений характеризуется определенным морфологи-ческим сходством. В составе зоны выделяются Пэяхинская, Северо-Сарембойская, Южно- и Западно-Лекейягинская, Енганехойская, Северо-Енганехойская, Хайпудыр-ская, Южно-Мядсейская, Мядсейская и другие структуры, среди которых наиболее приподнятым по кровле силура является район Северо-Сарембойской структуры, залегающий на отметках – 3300-3500м, а по кровле продуктивных карбонатов нижнего девона – Хайпудырское поднятие, оконтуренное изогипсой-2500м. Система диагональ-ных протяженных и ортогональных сравнительно коротких нарушений придает центральной части рассматриваемой зоны блоковый характер строения. Пликативные формы свойственны северо-западному её продолжению. Это район Южно-Мядсейского, Мядсейского, Тобойского и Медынского поднятий.
В вышележащих горизонтах, входящих в средневизейско-нижнетриасовый структурно-формационный этаж, район Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны сохраняет приподнятое залегание. Уральский орогенез сопровождался подъемом, глубоким перерывом в осадконакоплении и нивелированием приподнятых платформенных окраин Тимано-Печорской плиты. Это выразилось, в конечном итоге, в отсутствии на Северо-Сарембойской площади отложений от верхнего карбона до верхней перми включительно, а на Западно-Лекейягинской площади размыву подверглись и отложения среднего карбона. Как свидетельствуют материалы сейсморазведочных работ, рассматриваемая антиклинальная зона, оставаясь приподнятой, морфологически не проявляется в структурном плане подошвы кунгурских отложений и только к северу-западу элементы её морфологии начинают проявляться (район Медынской, Тобойской, Мядсейской и Перевозной структур). Здесь анализируемая граница залегает на отметках – 1350-1550 м и сохраняется общая тенденция погружения антиклинальной зоны в северном направлении.
На структурном плане триасовых отложений Медынско-Сарембойская антиклинальная зона проявляется морфологически также отчетливо, как и в нижележащих горизонтах среднедевонско-нижневизейского и нижнеордовикско-нижнедевонского структурно-формационных этажей. В её строении принимают участие следующие локальные структуры: Южно-Сарембойская, Сарембойская, Северо-Сарембойская, Западно-Лекейягинская, Мядсейская, Тобойская и Перевозная структуры.
Медынско-Сарембойская антиклинальная зона разделена Хайпудырской губой на северную и южную части. Северная часть сформирована, в основном, Тобойской и Мядсейской структурами и названа Тобойско-Мядсейским валом, а южная часть сформирована структурами южнее Северо-Енганехойской, в том числе и Северо-Сарембойской.
Характеристика структуры по отложениям осадочного чехла
Северо-Сарембойская антиклинальная структура подготовлена и передана под глубокое поисковое бурение по отложениям карбона, девона и силура в 1982 г. (Бунина Л.И., 1982). В 1987 г. Северо-Сарембойской сейсморазведочной партией №20886 проведены дополнительные работы, результатом которых явилась детализация структуры по всем ранее выделенным отражающим горизонтам (Лобанова П.В. и др., 1987 г.). Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов проведена по результатам ВСП в скважинах №№15, 16 и 19 Северо-Сарембойских и приводится в таблице 2.1.
Отражающая граница III3-1 на отчетной площади прослеживается в непосредственной близости от поверхности размыва отложений D1. Причем на переклиналях Северо-Сарембойской структуры (скважины №№16 и 19) она несколько уходит вверх по разрезу.
Уточнена привязка отражения IV12, ранее индексированного как IV21 и относимого к низам верхнесилурийских отложений по данным скважины №16 Северо-Сарембойской.
Привязка отражающих горизонтов IV11 (граница в низах нижнесилурийских отложений) и V (подошва карбонатных отложений ордовикского возраста) приводится условно с учетом данных ВСП и мощностей соответствующих отложений по данным скважины Нядейю-1 и результатом исследований тематической партии (Щусь Т.К. и др., 1982).
Таблица 1 – Временная стратиграфическая привязка отражений к скважинам по данным ВСП
Значения глубин приведены к устью скважины; значения tо взято от линии приведения +50м
Примечание: 4100* отметка на дату привязки (1987 г.)
Северо-Сарембойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания. Углы падения крыльев 6°-10° на северо-западном и 10°-15° юго-восточном. Амплитуда структуры увеличивается с глубиной от 110 м по горизонту IIv1 до 300 м по IV12-V. Структурные планы по горизонтам в отложениях С1-D3 совпадают, по нижележащим горизонтам отмечается смещение с глубиной на юг. Северо-западное крыло осложнено нарушением.
По горизонтам IIv1, III3-1, III12 и III11 структура имеет два свода: северный, расположенный восточнее скважины №16, срезанный нарушением, и южный, расположенный в районе скважины №15.
По горизонтам IV11 и IV12 структура имеет один свод восточнее скважин №№18 и 23, который смещается в южном направлении по горизонту V (Лобанова П.В. и др. 1987 г.).
По кровле проницаемых карбонатов залежи D1l, построенной по данным бурения с учетом карты изогипс по ОГ III12, структура представляет собой однокупольную брахиантиклинальную складку с локализацией свода в районе скважин №№15/31, 18, 20, 23, 25 и описываемого изогипсой – 3000 м. Амплитуда составляет 150 м, размеры по максимально замкнутой изогипсе – 3150 м равны 16х5 км. Северо-западное окончание осложнено нарушением.
По кровле залежи S2, построенной по данным бурения скважины №16 на основе структурной карты по ОГ IV12, приуроченному практически к подошве продуктивной толщи, структура сохранила свои морфологические особенности – имеет один свод, оконтуренный изогипсой – 4000 м, размеры 15,5х6,4 км по максимально замкнутой изогипсе – 4200 м, амплитуду 200 м. Северо-западная переклиналь и северо-восточное крыло осложнено тектоническими нарушениями.
. Краткие сведения о нефтегазоносности района
Северо-Сарембойское месторождение расположено в пределах Верхнеадзьвинского нефтегазоносного района (НГР), входящего в состав Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.
В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от верхнего силура до нижнего карбона включительно. Распределение залежей углеводородов неравномерно как по площади, так и по разрезу. Вертикальное и площадное распространение пород-коллекторов и экранирующих толщ связано с ритмичностью осадконакопления. Периодичность осадконакопления обусловлена чередованием трансгрессий и регрессий седиментационных бассейнов.
Здесь открыты Западно-Лекейягинское (D1l, D2, D3tm, C1t), Тобойско-Мядсейское: Тобойский участок (D1l, D1p, D2ef, D3tm1, D3tm2, D3f, C1t), Мядсейский участок (D1l, D2ef, D3f), Медынский участок (D1l, D1p, D3tm1, D3f), Перевозный участок (D1l, D3tm1, D3f, D3fm+C1t) и др. нефтяные месторождения.
Залежи приурочены к различным типам ловушек – структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому.
В осадочном чехле Варандей-Адзьвинской зоны и примыкающих к ней районов выделен ряд нефтегазоносных комплексов.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК представлен карбонатными отложениями лудловского и пржидольского ярусов верхнего силура и преимущественно карбонатными отложениями лохковского яруса нижнего девона. Отложения комплекса начинаются с глубины 2651 м в скв.№15 до 2881 м в скв.№19 и вскрыты на максимальную мощность 1430 м в скв.№16.
Образования верхнего ордовика и нижнего силура в пределах месторождения и Варандей-Адзьвинской зоны не вскрыты.
Продуктивность верхнесилурийских карбонатов установлена в разрезе месторождений вала Гамбурцева, Сарембой-Лекейягинского вала и южной части вала Сорокина. Коллекторы приурочены к отдельным прослоям вторичных доломитов и органогенно-полидетритовых доломитизированных известняков, накапливающихся в трансгрессивные этапы в среднегердьюское и позднегребенское время. Локальными покрышками являются пачки тонкозернистых глинистых известняков с прослоями мергелей и карбонатно-терригенные породы, залегающие в основании нижнего девона.
Залежи нефти в отложениях верхнего силура открыты в разрезе Хасырейского, Хосолтинского и Осовейского месторождений. Черпаюское месторождение в своем разрезе имеет пластовую залежь нефти верхнесилурийско-нижнедевонского возраста.
Получены фонтанные притоки нефти дебитами от 84 м3/сут на штуцере диаметром 11 мм (Хасырейское месторождение, скв.43) до 181 м3/сут на штуцере диаметром 9 мм (Черпаюское месторождение, скв.24). При испытании пластовой верхнесилурийской залежи Хосолтинского месторождения в скв.№90 был получен приток нефти дебитом 6,54 м3/сут при Нср.д.=1143,5 м.
В пределах Нядейюского месторождения при испытании скв.№7 в процессе бурения из верхнесилурийских отложений получено 300 л нефти.
Приток нефти из отложений верхнего силура получен также в скв.№65 Западно-Лекейягинского месторождения. При опробовании в процессе бурения с помощью МИГ-127 за 88 мин. при депрессии 16,2 МПа получено 0,75 м3 нефти. При испытании этих отложений в колонне получены притоки фильтрата глинистого раствора с пленкой нефти, максимальным дебитом 0,29 м3/сут при Нср.д.=1480 м.
Плотность нефти верхнесилурийских залежей в стандартных условиях изменяется от 0,867 (Черпаюское месторождение) до 0,8885 г/см3 (Хосолтинское месторождение), вязкость при +20oС от 20,83 (Хасырейское месторождение) до 55,1 мкм2/с (Осовейское месторождение). В пластовых условиях плотность нефти изменяется от 0,782 до 0,821 г/см3, вязкость – 2,8-3,0 мПа*с, газовый фактор изменяется от 80,4 (Осовейское месторождение) до 113,2 м3/т (Хасырейское месторождение) при давлениях насыщения соответственно 10,25-19,5 МПа, объемный коэффициент составляет 1,19.
На Северо-Сарембойском месторождении в результате бурения и испытания скважины 16 в верхнесилурийских карбонатах гердьюского горизонта открыта залежь нефти, характеристика которой будет дана ниже.
Продуктивность лохковского яруса в основном связана с известняками и доломитами карбонатной толщи овинпармского горизонта. Залежи нефти открыты на Северо-Сарембойской, Сарембойской, Западно-Лекейягинской, Лабоганской, Осовейской, Хосолтинской, Подверьюской, Нядейюской, Хасырейской, Перевозной, Медынской, Тобойской, Мядсейской площадях. Покрышкой служит глинисто-доломитовая пачка сотчемкыртинского горизонта. Однако данная толща по своему литолого-петрографическому составу может являться как покрышкой, так и коллекторской толщей. Толща является экраном, когда в ее составе на 80% преобладают седиментационные доломиты и домериты с прослоями аргиллитов, отсутствием трещиноватости. Во втором случае с увеличением в составе до 20% и более вторичных доломитов и значительной трещиноватости плотных пород данная толща является низкоемким резервуаром для залежей нефти. Притоки нефти получены в скв.№№3, 7, 9, 13 на Нядейюской и в скв.№34 на Хасырейской площади. Коллекторы порового, порово-трещинного типа, пористость по ГИС – до 12%.
Залежи нефти в разрезе овинпармского горизонта в основном многопластовые. Притоки нефти составляют от 0,7 м3/сут при среднединамическом уровне 593 м (Мядсейское месторождение, скв.№46) до 451 м3/сут на штуцере диаметром 15 мм (Хасырейское месторождение, скв.№41).
Плотности нижнедевонских нефтей в стандартных условиях меняются от 0,8253 до 0,895 г/см3, кинематическая вязкость 8,69-126,46 мкм2/с. В пластовых условиях плотность нефти составляет 0,752-0,854 г/см3, динамическая вязкость – 1,4-14,4 мПа*с, газосодержание меняется от 27,6 до 140,7 нм3/т при давлениях насыщения соответственно 4,1 и 20 МПа, объемные коэффициенты от 1,05 до 1,23. Компонентный состав нефти следующий: сера – 0,316-1,24%.об., парафин – 4,5-13,4%.об., смолы – 3,78-12,3% об., асфальтены – 1,07-11,71% об. Температура застывания нефти от минус 13 до плюс 18oС.
Подробное описание нижнедевонских залежей Северо-Сарембойского месторождения будет приведено ниже.
Пражские песчаники нефтенасыщены в пределах Медынской и Тобойской площадей. При опробовании скв.№1 Медынской за 140 минут получено 1,5 м3 нефти. В скв.№11 Тобойского месторождения получен приток нефти на 6,0 мм штуцере дебитом 56,5 м3/сут при ΔР=16,3 МПа. Плотность нефти в стандартных условиях равна 0,8424 г/см3, кинематическая вязкость составляет 21,05 мкм2/с, в пластовых условиях плотность и вязкость нефти соответственно составляют 0,737 г/см3 и 1,041 мПа*с, газовый фактор равен 137,5 нм3/т при давлении насыщения 18,7 МПа, объемный коэффициент равен 1,32. Компонентный состав нефти следующий: сера – 0,45% вес., смол – 6,47% вес., асфальтенов – 2,56% вес., парафина – 7,06% вес. Температура застывания нефти +13-(-10)oС.
В пределах Северо-Сарембойского месторождения отложения пражского яруса отсутствуют.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Современное площадное развитие данного комплекса, его стратиграфический объем и мощности в значительной мере предопределены амплитудой предкыновского размыва. В пределах Северо-Сарембойского месторождения комплекс представлен отложениями тиманского и саргаевского горизонтов франского яруса верхнего девона, отложения среднего девона отсутствуют.
Отложения среднего девона в объеме эйфельского яруса установлены на Западно-Лекейягинской и Мядсейской площадях, где получены притоки нефти: за 75 мин. в объеме 1,7 м3 (Мядсейское месторождение, скв.№46) и дебитом 8,7 м3/сут при Нср.д.=1546 м (Западно-Лекейягинское месторождение, скв.№47).
Плотность нефти в стандартных условиях 0,8746-0,8961 г/см3, вязкость – 289,73-777,4 мкм2/с. Характеристика нефти в пластовых условиях дана по результатам исследования глубинной пробы, отобранной из среднедевонской залежи на Западно-Лекейягинском месторождении в скв.№47: плотность – 0,859 г/см3, вязкость – 18,3 мПа*с, газосодержание – 20,5 нм3/т при давлении насыщения 3,5 МПа, объемный коэффициент 1,05.
Компонентный состав нефтей Западно-Лекейягинского и Мядсейского месторождений соответственно следующий: смолы 7.465-9.24% вес., асфальтены – 5,54-7,42% вес., сера – 0,81-1,23% вес., парафины – 15,72-5,68% вес. Температура застывания нефти 14-17oС.
Отложения тиманского и саргаевского горизонтов франского яруса распространены на всей территории исследования, имеют преимущественно карбонатно-глинистый состав. На севере в разрезе тиманского горизонта появляются пласты песчаников, продуктивность которых установлена на Седьягинском и Западно-Лекейягинском месторождениях и на Перевозной площади. Дебиты нефти от 15,47 м3/сут при Нср.д.=1051,5 м (Западно-Лекейягинское месторождение, скважина 47) до 47,17 м3/сут при Нср.д.=1705,0 м (Седьягинское месторождение, скважина 4). При опробовании тиманского пласта-коллектора в скв.№6-Перевозная за 40 мин. получено 0,84 м3 нефти. Локальными покрышками для залежей являются межпластовые алевритово-глинистые, глинистые и карбонатно-глинистые пачки. Плотности полученных нефтей в стандартных условиях 0,8598-0,8719 г/см3, кинематическая вязкость 66,98-11,28 мкм2/с.
Свойства нефтей в пластовых условиях характеризуются на основании глубинных проб, отобранных из залежей Седьягинского и Западно-Лекейягинского месторождений. Плотности пластовых нефтей составляют 0,824-0,859 г/см3, динамическая вязкость 6,6-17,1 мПа*с. Газосодержание – 19,7-22,2 нм3/т при давлениях насыщения соответственно 3,5-4,4 МПа. Объемные коэффициенты 1,05-1,07.
Состав нефтей: сера – 0,46-0,63% вес., парафины – 7,285-14,82% вес., смолы – 10,01-13,565% вес., асфальтены – 2,96-3,145% вес. Температура застывания нефти 7-15oС.
В пределах месторождения тимано-саргаевские отложения бесперспективны в отношении нефтеносности.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Данный комплекс представлен отложениями верхнего девона в составе доманикового горизонта среднефранского подъяруса, верхнего франа, фаменского яруса и турнейскими отложениями нижнего карбона.
Кровля комплекса залегает с глубины 1519 м (скв.№31) до 1734 м (скв.№19). Мощность комплекса от 1030 м (скв.№16) до 1056 м (скв.№20).
Нефтеносность связана с зоной развития верхнефранских рифогенных образований на Тобойском и Мядсейском месторождениях, где покрышками служат терригенно-карбонатные толщи верхней части верхнего франа и нижнего фамена. Дебиты нефти изменяются от 4,4 м3/сут при Нср.д.=2688,5 м в скв.№34 до 290,0 м3/сут на штуцере диаметром 12,5 мм в скв.№35 Тобойского месторождения.
Плотность нефти в стандартных условиях варьирует в пределах от 0,8742 (Мядсейское месторождение) до 0,9248 г/см3 (Тобойское месторождение), кинематическая вязкость 65,02-465,07 мкм2/с. В пластовых условиях плотность нефти равна 0,8560-0,8894 г/см3, динамическая вязкость 4,30-17,1 мПа*с, газовый фактор 29,2-30,1 нм3/т при давлениях насыщения соответственно 7,8-5,8 МПа, объемный коэффициент 1,06-1,082. Компонентный состав нефти: сера – 1,27-2,86% об., парафин – 1,89-6,17% об., смолы – 10,35-13,15% об., асфальтены – 5,05-10,97% об. Температура застывания нефти от минус 6oС до плюс 6oС.
В предполагаемых зонах развития нижнефаменских органогенных построек залежей нефти не выявлено. Хотя прямые признаки нефтенасыщения (керн, опробование) известны на Седьягинской, Западно-Лекейягинской, Нядейюской и др.площадях.
Залежи нефти массивного и пластового типов, открытые на Южно-Торавейском и Лабоганском месторождениях, связаны с кровлей фаменских и нижней частью турнейских отложений. Фонтанные притоки нефти составляют от 6,2 м3/сут при давлении компрессирования 13,0 МПа (Южно-Торавейское месторождение, скв.№31) до 43,25 м3/сут на штуцере диаметром 8 мм (Лабоганское месторождение, скв.№83). Пластовые залежи нефти в турнейских отложениях открыты на Лабоганском и Западно-Лекейягинском месторождениях, массивная залежь в этих отложениях – на Наульском месторождении. Дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 284,3 м3/сут при Нср.д.=535,5 м в скв.№63-Западно-Лекейягинская до 321,8 м3/сут на штуцере диаметром 15,5 мм при депрессии 4,15 МПа в скв.№52-Наульская.
Плотность нефти от 0,855 до 0,9339 г/см3, кинематическая вязкость 19,07-2200,56 мкм2/с. Содержание серы 0,48-2,09% об., смол – 6,3-18,67% об, парафина – 0,05-9,9% об., асфальтенов – 1,36-19,72% об. Температура застывания нефти 11-22oС.
Залежей нефти в отложениях данного комплекса на Северо-Сарембойском месторождении не установлено.
Нижне-средневизейский НГК
Данный комплекс выделяется в объеме кожимского надгоризонта нижнего карбона и характеризуется трансгрессивно-регрессивным характером осадконакопления. В разрезе описываемого месторождения литологически сложен в основном аргиллитами с редкими пластами известняков и песчаников.
Глубина кровли комплекса от 1464 м (скв.№31) до 1691 м (скв.№19). Мощность комплекса от 43 м (скв.№19) до 66 м (скв.№29).
Продуктивность отложений установлена в северной части вала Сорокина на Наульском месторождении и связана с песчано-алевритовой толщей бобриковского горизонта. При испытании пластовой залежи С1v в скважине 52 получен фонтанный приток нефти дебитом 216 м3/сут на штуцере диаметром 11,7мм при депрессии 2,73 МПа.
Плотность нефти в стандартных условиях равна 0,858 г/см3, вязкость – 38,29мкм2/с. В пластовых условиях плотность нефти составляет 0,8046 г/см3, вязкость – 4,3 мПа*с, газовый фактор равен 44,2 нм2/т при давлении насыщения 9,6 МПа, объемный коэффициент – 1,118. Содержание серы – 0,54-0,67% об., парафина – 5,31-12,66% об, смол – 6,25-11,73% об., асфальтенов – 0,8-1,61% об. Температура застывания нефти – от минус 5 до +27oС.
Средневизейско-нижнепермский НГК
Комплекс включает отложения средне,-верхневизейского подъярусов в объеме окского надгоризонта, серпуховского яруса нижнего карбона и среднего карбона. Отложения верхнего карбона и нижней перми в разрезе Северо-Сарембойского месторождения отсутствуют. Кровля комплекса на месторождении залегает на глубине от 664 м (скв.№21) до 1104 м (скв.№28). Мощность комплекса меняется от 564 м (скв.№28) до 1011 м (скв.№21). Отложения комплекса формировались в мелководно-морском бассейне с частой сменой регрессивно-трансгрессивных циклов осадконакопления.
Залежи нефти в карбонатах серпуховского яруса открыты на Седьягинском и Лабоганском месторождениях. Пластовая залежь нефти на Лабоганском месторождении приурочена к пласту доломитов. Пористость по ГИС 9-21%. Дебит нефти в скважине №142 составляет 19,65 м3/сут при Нср.д.=1662 м. Плотность нефти в стандартных условиях 0,8609-0,8708 г/см3, кинематическая вязкость 36,51-38,51 мкм2/с. Содержание смол составляет 6,96-8,23% об, асфальтенов – 2,17-2,89% об., парафина – 3,18-3,66% об., серы – 1,05-1,08% об. Температура застывания нефти от минус 6 до 8оС.
Залежь нефти С1s на Седьягинском месторождении открыта скв.№4, где получен приток нефти в колонне дебитом 18,8 м3/сут при Нср.д.=1353 м, плотность нефти в стандартных условиях 0,8543-0,8992 г/см3, кинематическая вязкость 79,78-108,08 мкм2/с. Содержание серы 0,37-3,81% вес., парафина 2,55-18,26% вес., смолы 9,25-13,50% вес., асфальтенов 1,43-6,48% вес. Температура застывания нефти 7-20оС.
На остальной территории Варандей-Адзьвинской зоны, в том числе и в пределах Северо-Сарембойского месторождения, отложения комплекса представлены мощной толщей карбонатных пород. При испытании скважины 31-Северо-Сарембойская в карбонатах среднего карбона (ин-л 800-843 м) получен приток воды дебитом 14,9 м3/сут.
Пермско-триасовый НГК
Комплекс в пределах Северо-Сарембойского месторождения представлен в сокращенном виде в объеме терригенной толщи переслаивания алевролитов, песчаников и аргиллитов нерасчлененных нижнего и среднего триаса. Пермские отложения в разрезе месторождения отсутствуют. Кровля комплекса залегает от 373 м (скв.№20) до 526 м (скв.№19). Мощность комплекса от 397 м (скв.№№15/31) до 464 м (скв.№19).
Продуктивность триасовых отложений установлена на вале Сорокина. Здесь в пределах Северо-Сорокинской площади (Варандейский и Торавейский участки) Южно-Торавейского, Наульского и Лабоганского месторождений открыты пластовые залежи нефти, количеством от 2 (Лабоганское месторождение) до 7 (Торавейский участок Северо-Сорокинской площади).
Коллекторами служат песчаники, имеющие высокие коллекторские свойства, литологическими экранами служат глинистые породы.
Фонтанные притоки нефти получены в двух залежах Варандейского участка (скважина №101) дебитами 10,42 м3/сут на штуцере диаметром 3 мм и 14,59 м3/сут на штуцере диаметром 5 мм при депрессиях 2,028 и 2,905 МПа соответственно. В остальных залежах притоки нефти получены на уровне, дебитами от 1,22 м3/сут при Нср.д.=506 м (Южно-Торавейское месторождение, скважина 36) до 42,39 м3/сут при Нср.д.=1105 м (Торавейский участок, скважина 103).
Нефти в основном тяжелые, плотностью в стандартных условиях от 0,9003 до 0,994 г/см3, только в двух залежах Торавейского участка получены нефти плотностью в стандартных условиях 0,8845-0,8922 г/см3. Кинематическая вязкость нефтей 35,69-10489,99 мкм2/с. В пластовых условиях плотности нефтей меняются от 0,802 до 0,944 г/см3, динамическая вязкость от 12,5 до 20,80 мПа*с. Газосодержание по залежам меняется от 22 до 53,25 нм3/т при давлениях насыщения соответственно 6,0 и 6,4 МПа. Объемные коэффициенты от 1,014 (Наульское месторождение, залежь Т1+2) до 1,24 (Торавейский участок, залежь Т2-II).
Компонентный состав нефтей следующий: сера – 1,26-3,40% об., парафины – 0,01-5,80% об., смолы – 7,30-21,24% об., асфальтены – 3,37-10,71% об. Температура застывания нефти от +17 до -39°С.
На Северо-Сарембойском месторождении разрез нижне-среднетриасовых отложений бесперспективен.
В пределах месторождения при испытании триасовых отложений в скважине 31 интервал 620-712 м получен приток воды расчетным дебитом 34,40 м3/сут.
Характеристика залежей нефти
Залежь нефти Sв отложениях нижнего карбона
Залежь приурочена к пласту карбонатов, залегающему в отложениях гердьюского горизонта лудловского яруса верхнего силура. Стратиграфическая граница между гердьюским горизонтом лудловского яруса и гребенским горизонтом пржидольского яруса лежит в 331 м выше кровли залежи (граф.прил. 4.1).
Залежь по типу пластовая, сводовая. Изучена поисковой скважиной 16, при испытании которой из коллекторов залежи получен фонтанный приток нефти дебитом 7,2 м3/сут на штуцере диаметром 1 мм (граф.прил. 4.1).
Положение плоскости раздела нефть-вода (уровень подсчета) принят горизонтальным, единым по всей залежи на абсолютной отметке минус 4035 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 16).
Высота залежи составляет 112 м при гипсометрии кровли коллектора в скважине 16 минус 3967,6м (глубина кровли коллектора 4004,4м).
Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 4,1х14,5км.
Залежь нефти D1l-Iв отложениях нижнего девона
Залежь приурочена к пласту карбонатов, литологически представленному вторичными доломитами. Стратиграфически пласт залегает в средней части карбонатной толщи овинпармского горизонта (хатаяхинской свиты) лохковского яруса нижнего девона.
Залежь по типу пластовая, сводовая, тектонически ограниченная в северо-восточной части, литологически ограничена в северо-западной и юго-восточной частях. Залежь изучена скважинами №№15, 16, 20, 40, 1Р.
Положение плоскости раздела нефть-вода (уровень подсчета) принято на абсолютной отметке минус 3234 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 16.
Фонтанные притоки нефти из коллекторов залежи получены при испытании скважин 15 и 20 дебитами от 18,3 до 20,16 м3/сут на штуцерах диаметром 4 мм.
Высота залежи составляет 107 м при гипсометрии кровли коллектора в скважине 15 минус 3127 м (глубина коллектора 3157,6 м).
Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 4х10,2 м.
Значения нефтенасыщенных толщин в пределах нефтяной зоны по скважинам меняются от 2,6 м (скв.№1Р) до 9,7 м (скв.№40).
Средневзвешенное значение нефтенасыщенных толщин по залежи составляет 5,1 м, в нефтяной зоне – 5,7 м, в водонефтяной – 3,3 м.
Объем водонефтяной части составляет 13,9% от общего объема залежи.
Залежь нефти D1lв отложениях нижнего девона
Залежь приурочена к пласту карбонатов, литологически представленному вторичными доломитами. Пласт залегает в кровле карбонатной толщи овинпармского горизонта (хатаяхинская свита) нижнего девона, стратиграфическая граница карбонатной толщи овинпармского горизонта и глинисто-карбонатной толщи сотчемкыртинского горизонта расположена от 1,6 м (скв.№20) до 55 м (скв.№16) выше кровли залежи.
Залежь по типу пластовая, сводовая, тектонически ограниченная в северо-восточной и западной частях.
Изучена всеми пробуренными в пределах залежи скважинами. Положение плоскости раздела нефть-вода (водонефтяной контакт) принято горизонтальным, единым по всей залежи по результатам ГИС в скважине 29 на абсолютной отметке минус 3139 м.
Промышленные притоки нефти из коллекторов залежи получены в скважинах 15, 18, 20, 23, 24, 25, 26, 28 дебитами от 0,325 м3/сут при Нср.д.=1318 м (скв.№18) до 92,6 м3/сут на штуцере диаметром 20 мм (скв.№24).
Высота залежи составляет 107 м при гипсометрии кровли коллектора в скважине 15 минус 3032 м (глубина коллектора 3062,4 м).
Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5х19км.
В пределах чисто нефтяной зоны максимальное значение нефтенасыщенной толщины по данным ГИС выделено в скважине 18 (56,2 м), минимальное – в скважине 28 (5,6 м). Уменьшение нефтенасыщенных толщин наблюдается в северном и северо-восточном направлениях (в скважинах №№22, 28 и 26, соответственно 2,0, 5,6 и 8,8 м).
В пределах водонефтяной зоны в скв.№29 суммарная эффективная толщина составляет 39,8 м, нефтенасыщенная – 20,2 м, в скв.№22 суммарная эффективная толщина равна 10 м, нефтенасыщенная – 2 м. Средневзвешенное значение нефтенасыщенных толщин по залежи составляет 22,2 м (в нефтяной зоне – 26,7 м, в водонефтяной зоне – 13,0 м). В объеме залежи водонефтяная зона составляет 19%
Источник: Оперативный подсчет запасов УВС по залежам Северо-Сарембойского месторождения по состоянию на 01.01.2019 г. Договор №18Y3168 от 15.01.2019
Следующее Месторождение: Лабаганское им.В.Шмергельского