Средне-Седъельское месторождение
В административном отношении Средне-Седъельская площадь расположена на территории Ухтинского района Республики Коми.
В тектоническом отношении он приурочен к зоне сочленения Ухтинской и Верхне-Ижемской складок (тектонических блоков), входящих в состав Ухта-Ижемского вала, осложняющего северо-восточный склон Южного Тимана. По нефтегазогеологическому районированию территория Средне-Седъельского лицензионного участка относится к Ухта-Ижемскому НГР Тиманской НГО.
ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Глубина залегания фундамента районе на Средне-Седьельской площади колеблется от 300м в западной зоне (скв.3ЮВВ, 2ЮВВ, 1ВВВ) до 720м в восточной (скв. №131 – Леккем и скв.№№ 3ЛК, 5ЛК, 5ВКД, 4ВКД).
Фундамент представлен верхнепротерозойской системой.
Осадочные образования сложены, в основном, отложениями верхнего отдела девонской системы, залегающими на глубоко эродированной поверхности рифей-вендского промежуточного комплекса. В свою очередь "срезанные" современным размывом верхнедевонские отложения перекрываются сплошным чехлом рыхлых четвертичных образований толщиной от 1 до 35м.
Верхнепротерозойская система - PR2
Венд-рифейские образования сложены различными тонкослоистыми (полосчатыми, ленточными) сланцами, а также массивными кварцитами и метаморфизованными кварцитовидными песчаниками. Сланцы преимущественно зеленовато-серые и темно-серые (до черных), серицит-хлорит-кварцевые, в различной степени графитизированные. По степени метаморфизма они относятся к биотит-хлоритовой фации зеленых сланцев. Кварциты и кварцитовидные песчаники - слюдистые, имеют серицит-хлоритовый и регенерационный кварцевый цемент.
В разрезах многих скважин, вскрывших фундамент на Верхне-Ижемской антиклинали, отмечается отрицательная аномалия "ПС" против рифейских сланцев, по амплитуде равная аномалиям песчаников среднего и верхнего девона, вследствие чего затрудняется однозначное выделение кровли метаморфизованного фундамента по каротажным диаграммам КС.
Данные рифейского керна по Верхневычегодской, Чернореченской, Зеленецкой, Леккемской, Северо-Седьельской площадям показывают, что общая пористость матрицы колеблется в пределах от десятых долей до 18% и по многим скважинам (№844, 847, 848, 860-Черноречье, №850 - Зеленец, 36ИГ, 808, 829-Леккем) не ниже 11-13,5%. Проницаемость матрицы по единичным, наиболее высокоемким образцам достигает 1-2мД, а по остальным колеблется около значения 0,1мД.
Девонская система – D
Эродированная поверхность рифейских метаморфических сланцев с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывается терригенными образованиями среднего отдела девонской системы. Средний отдел девонской системы представлен в объеме
эйфельского яруса, который снизу вверх подразделяется на койвенский, бийский, кедровский, омринский, колвинский горизонты. Из них койвенский и колвинский горизонты отсутствуют по всему Ухта-Ижемскому валу.
На лицензионном участке среднедевонские отложения не представлены; в западной, центральной и восточной зонах они выклиниваются, за исключением небольших заливообразных участков вблизи скважин №141, 142-Чомкосаель.
Базальный пласт песчаников девонской системы (пласт III по местной промысловой номенклатуре) продуктивный на Ярегском месторождении и разделяется на 3 литологические пачки терригенного состава: нижнюю, среднюю, верхнюю. Максимальная толщина III пласта в пределах западной зоны достигает 80м (скв.№738 и №194). К среднедевонскому возрасту приурочена лишь нижняя пачка пласта.
Нижняя пачка III пласта по современной стратиграфической номенклатуре отнесена о к эйфельскому (кедровско-колвинский уровень) ярусу среднего девона, средняя и верхняя – к джъерскому и тиманскому горизонтам верхнего девона.
Средний отдел – D2
Эйфельский ярус – D2ef
В соответствии с последними данными стратиграфический объем нижней пачки III пласта (в объёме ранее выделяемого афонинского горизонта) Ухтинской складки соответствует нерасчлененным бийскому + кедровскому горизонтам эйфельского яруса среднего девона.
Среднедевонские песчаники III пласта - кварцевые, от крупнозернистых с галькой до тонкозернистых, с прослоями алевролитов.
В скважинах на Средне-Седъельской площади, эйфельские отложения отсуствуют.
Верхний отдел – D3
Нижнефранский подъярус – D3 f1
Джъерский горизонт - D3 dzr
Отложения средней пачки III пласта, ранее относимые к старооскольскому горизонту живетского яруса, с размывом и перерывом перекрывают алевролиты и аргиллиты нижней пачки. Сложены они кварцевыми, хорошо сортированными, косослоистыми, преимущественно мелко-тонкозернистыми песчаниками с подчиненным участием разнозернистых алевролитов и аргиллитов.
Характерной особенностью этих песчаников является сравнительно однообразный минералогический и гранулометрический состав, весьма малая глинистость, практическое отсутствие сидеритового материала, обильно содержащегося в нижней и верхней пачках, слабая цементированность. Состав цемента серицитовый, реже глинистый (каолинитовый), нередко он практически отсутствует, поэтому, в водоносной части прослои встречаются в виде рыхлого песка. Отличаются хорошо выраженной косой слоистостью, которая характерна главным образом для средней и верхней пачки. Горизонтальная слоистость, преобладающей в низах разреза. Неслоистых песчаников около 20%.
Средняя толщина пачки на Ярегском месторождении 36м (0-65м), в западной зоне лицензионного участка около 10м. Прослои и линзы аргиллитов, алевролитов, алевритистых и глинистых песчаников толщиной до 10-15м делят всю среднюю пачку на две части, из которых нижняя представлена тонкозернистыми, горизонтально слоистыми песчаниками, а большая по толщине верхняя часть сложена типичными косослоистыми, мелко- и среднезернистыми разностями.
По данным детальной корреляции разрезов предполагается, что песчаники средней пачки III пласта Ухтинской складки являются аналогами пластов В-4 и В-3 Мичаю-Пашнинского и Велью-Тэбукского районов и отнесены к верхнеяранскому подгоризонту.
Тиманский горизонт (D3tm) нижнефранского подъяруса включает на Ухтинской складке часть разреза от подошвы верхней пачки III пласта до подошвы пласта I. На Верхнеижемской складке горизонту соответствует часть разреза от кровли среднедевонских отложений (кедровский или омринский горизонты D2), или, в зонах их отсутствия - подошвы верхнедевонских, до подошвы пласта I или до подошвы доманикового горизонта (поскольку саргаевский горизонт и пласт 1 встречаются только в крайней северо-западной части, в зоне сочленения с Ухтинской).
Толщина отложений в проектируемых скважинах тиманского горизонта колеблется от 65м до 165м, закономерно уменьшаясь в юго-восточном направлении как за счет выпадения нижней части разреза (в частности туфобазальтов), так и верхней (вследствие перерыва в осадконакоплении и предполагаемого размыва исчезают не только отложения саргаевского горизонта, но и верхнетиманского). Средняя вскрываемая толщина горизонта в скважинах западной зоны составляет 160м центральной - 75м, восточной 65м.
В пределах отложений тиманского горизонта выделяются 4 пачки (снизу вверх):
1. пачка А-1 на Верхне-Ижемской антиклинали включает часть разреза от кровли среднего девона (кедровского или омринского горизонта) или подошвы верхнего девона до кровли пласта 16; на Ухтинской складке в объём пачки А-1 снизу включается верхняя пачка пласта III; кровля его, как правило, замещается
2. туфобазальтами, таким образом, пачки А-1 и А-2 здесь не разделяются и соответствуют бывшему пашийскому горизонту;
3. пачка А-2 - от кровли пласта 16 до кровли пласта 1а (П);
4. пачка А-3 - от кровли пласта 1а (И) до подошвы пласта А;
5. пачка А-4 от подошвы пласта А до подошвы доманикового горизонта или пласта I.
Тиманский горизонт является региональным флюидоупором для среднедевонско-нижнефранского комплекса. Представлен преимущественно глинистыми осадками. Вверх по разрезу увеличивается карбонатность, появляются прослои глинистых известняков и мергелей. Для этой части разреза очень характерны прослои пепловых туфов и примесь туфогенного материала.
Толщина тиманского горизонта в пределах Средне-Седъельской площади составляет 100м.
Среднефранский подъярус – D3f2
В составе среднефранского подъяруса выделяются саргаевский и доманиковый горизонты.
В пределах Ухтинской складки среднефранский подъярус выделяется в объеме саргаевского и доманикового горизонтов, на Верхнеижемской - в основном только доманикового. Отложения саргаевского горизонта толщиной до 14-24м (скв. №141,142-Чомкосаель, 140-Леккем) встречаются здесь лишь на крайних участках, граничащих с Ухтинской складкой.
Саргаевский горизонт -D3sr
Толщина отложений горизонта на неразмытых участках в южной части Ухтинской складки колеблется от 24 (скв.8-Седью) до 82м (скв.2041-. Вежавож) и в среднем равна 60м. Вскрываемая толщина проектируемых скважин западной зоны предполагается в среднемоколо 70м, в скважинах центральной зоны ожидаемая толщина до 50м и в среднемсоставит 40м. В восточной зоне, отложения рассматриваемого горизонта, в среднем предполагается вскрыть до 30м.
Саргаевский горизонт представлен глинисто-карбонатными породами. В основании выделяется карбонатный пласт I, который представлен переслаиванием зеленовато-серых и коричневато-серых, тонко- мелкозернистых песчаников с глинисто-карбонатным цементом и известняков, слюдистых алевролитов и глин с фауной брахиопод плохой сохранности. Максимальная толщина пласта I в северной и западной частях Ухтинской складке более 70м.
Максимальное развитие отложения горизонта получили в районах палеовыступов; характерно линзовидное их строения. На западе исследуемой территории выделяется до трех «карбонатных» пачек, разделенных глинами. В восточной части площади этот уровень разреза представлен глинами зеленовато-серыми, карбонатными, содержащими прослои и линзы известняков более светлых оттенков, чем глины.
Характер этих осадков, присутствие морской фауны указывают на их формирование в морском бассейне с нормальной соленостью.
Доманиковый горизонт– D3dm
Отложения доманикового горизонта в Ухтинском районе отличаются резкой фациальной изменчивостью и представлены отложениями шельфовой зоны, рифогенными массивами и строматолитовыми постройками на краях шельфа, а также образованиями склоновых и депрессионных фаций. По данным скважин (№1, 6-Эшмес; №3, 4, 7, 9-Тиман; №142, 141-Чомкосаель; №139, 140, 831-Леккем; №2028, 2027, 2022, 2021-Вежавож) доманиковый барьерный риф на северо-западе трассируется по самому краю периклинали Ухта-Ижемского вала, затем проходит по восточному борту Тобыськой мульды параллельно ее осевой зоне и поворачивает на север, пересекая вал в меридиональном направлении примерно на стыке Ухтинской и Верхнеижемской складок.
В присводовой части Ухтинской складки отложения доманикового горизонта подверглись современному размыву. На восточном крыле, включая южную периклиналь Ухтинской складки, они представлены депрессионными фациями. Полные разрезы депрессионных аналогов доманикового горизонта, хорошо изучены по обнажениям на р.р. Чуть, Ухта и Доманик и достигают в окрестностях г. Ухта 60-70м; Эти отложения четко разделяются на три пачки.
Нижняя пачка толщиной до 20м представлена переслаиванием тонкослоистых темно-серых известняков, битуминозных мергелей, доломитов и горючих сланцев.
Средняя пачка сложена темно-серыми известковистыми глинами, местами с прослоями битуминозных сланцев, мергелей и глинистых известняков, толщина пачки до 25м.
Верхняя пачка толщиной до 30м представлена черными известковистыми битуминозными сланцами, которые вверх по разрезу замещаются серыми, темно-серыми и черными углисто-глинистыми и битуминозными известняками с прослоями известковистых глин и мергелей. Толщина прослоев глин в разрезе постепенно возрастает вплоть до полного замещения ими известняков.
Барьерные и склоновые фации доманикового горизонта максимально вскрытой толщиной 107-125м (скв. №142,141-Чомкосаель, №140-Леккем) представлены водорослевыми известняками, доломитами и доломитизированными известняками, иногда с прослоями песчаника.
Шельфовые фации доманикового горизонта (максимально вскрытой толщиной 84м (скв.№829-ЛК)) представлены известняками с терригенными разностями битуминозных песчаников.
Минимальная толщина доманикового горизонта на Верхне-Ижемском шельфе вскрыта в скважине №5-Нямедь и равна 21м (Сазонов Н.В., 1959). Средняя толщина отложений горизонта на шельфе - 70-80м.
Подошва доманикового горизонта достаточно уверенно отбивается на каротажных диаграммах по резкому скачкообразному увеличению сопротивлений, уменьшению гамма-активности, характеризующим толщу битуминозных окремненных пород доманикового горизонта.
В скважинах, проектируемых на Средне-Седъельском лицензионном участке, предполагаемая толщина отложений составляет от 12м до 38м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Ветласянский горизонт - D3vt
Нижняя часть глинистой толщи заполнения доманиковой депрессионной впадины сложена на Ухтинской складке темно-серыми и зеленовато-серыми глинами и мергелями с тонкими линзовидными прослоями известняков; средняя часть - зеленовато-серыми аргиллитами с прослоями известковистых алевролитов и известняков. Верхняя часть ветласянского горизонта сложена серыми аргиллитами, прослоями известковистыми и алевролитами. Максимальная толщина отложений в северо-восточной части Ухтинской складки достигает 250м, в среднем равна 160-170м, в присводовой части отложения размыты. Шельфовые разрезы ветласянского горизонта в пределах центральной и восточной зон толщиной от 80м (скв. №1-Верхний Леккем) до 170м (скв. №1-Керанвож) не содержат карбонатных прослоев и представлены зеленовато-серыми глинами с прослоями песчаников до 7м.
Определение границы между шельфовыми разрезами ветласянского и сирачойского горизонтов вызывает затруднения, она условна. При этом считается, что в основании сирачойского горизонта повсеместно залегает пласт песчаников, который не встречается в верхней, наиболее распространенной, части ветласянского горизонта.
Средняя вскрываемая толщина ветласянского горизонта в проектируемых скважинах центральной зоны - 269м, восточной - 230м, западной - 66м
Сирачойский горизонт - D3src
Депрессионные фации сирачойского горизонта в своде Ухтинской складки размыты, а на крыльях представлены аналогичными отложениям доманикового горизонта -образованиями «типа доманиковых фаций» высокоомными битуминозными известняками с прослоями известковистых битуминозных сланцев. Средняя толщина не размытых отложений около 60м.
На Верхнеижемском шельфе зарифовые разрезы сирачойского горизонта максимальной толщиной до 150м представлены почти чисто терригенными разностями - глинами с многочисленными прослоями песчаников (до 15 прослоев с суммарной толщиной около 50м). В пределах западной зоны сирачойские депрессионные отложения срезаны современным размывом. В зоне барьерного рифа (центральная зона) верхняя его часть частично размыта.
Отложения сирачойского горизонта центральной зоны, обладают высокими перспективами нефтегазоносности, мало изучены вплоть до настоящего времени. Ожидаемая средняя толщина по проектируемым скважинам составляет -132м.
Евлановский горизонт - D3 ev
Включает в себя нижнюю, так называемую терригенную толщу ухтинской свиты. На крыльях Ухтинской складки (в присводовой части отложения размыты) в основании горизонта залегают песчаники (до 15м), сменяющиеся кверху переслаиванием глин, мергелей и известняков, толщиной до 120м.
На Верхне-Ижемской складке отложения горизонта представлены глинами с прослоями мергелей в средней части. Толщина изменяется от 10 до 35м на шельфе, а над сирачойскими рифами уменьшается до полного выклинивания.
Средняя вскрываемая толщина евлановского горизонта в проектируемых скважинах центральной зоны - 30м, восточной - 90м.
Ливенский горизонт -D3lv
В ливенское время могут быть встречены органогенные постройки барьерного типа (карбонатная толща ухтинской свиты) в районе Ухтинской складки. Западная ветвь ухтинского барьерного рифа, могла трассироваться к западу от скважин №27-Т, 16-Т и через Верхнечутинскую площадь, а восточная - непосредственно к западу от скважины №10-Тиманская, в которой отложения горизонта представлены шельфовыми фациями - сульфатной толщей. На большей части Ухтинской складки эти образования размыты и к настоящему времени могли сохраниться лишь в крайних, в северо-восточных её частях.
Зарифовые, шельфовые фации ухтинской карбонатной толщи, встречающиеся в пределах восточной зоны, представлены чередованием доломитов, гипсов и ангидритов, иногда тонких прослоев глин и мергелей мощностью от 40м до 130м. Гипсы развиваются по ангидритам, среди которых присутствуют как гомогенные, так и пятнистые, неравномерно раскристаллизованные разности. Среди гипсов преобладают зеленоватые и коричневые, крупно - и среднекристаллические разности, реже волокнистые. Толщина сульфатных пачек изменяется от 1,5 до 10м. Встречаются проницаемые, нефтенасыщенные доломиты. Так, нефтенасыщенный керн из шельфовых фаций ливенского горизонта был поднят из скв.№126,127-Лачъель, №135-Леккем, №8 и 14-Изкосьгора.
Фаменский ярус – D3fm
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Задонский и елецкий горизонты-D3zd-D3el
Задонский и елецкий горизонты на Южном Тимане выделяются в объёме ижемской свиты. Последняя представлена карбонатной тощей, залегающей на отложениях гипсоносного горизонта.
Ижемские слои выходят на поверхность на крыльях Ухтинской складки и вскрыты скважинами на других участках района.
Низы разреза представлены известняками, мергелями и глинами, верхи - известняками с подчиненными прослоями глин. Из известняков наиболее распространены узловатые разности, состоящие из изолированных включений карбоната в слоистом известково-глинистом материале. Глины и мергели зеленовато-серые, зеленые, иногда слюдистые и песчанистые с вкрапленностью пирита и тонкими прослойками темно-серого битуминозного известняка. Мощность ижемской свиты изменяется от 65 до 100м. В районе Верхнеижемской структуры, нижнефаменские отложения расчленяются на задонский и елецкий горизонты. Толщина задонского горизонта достигает 45м, елецкого составляет около 95м.
Отложения задонского горизонта представлены, в основном, глинами с тонкими прослойками мергеля. Вышезалегающие карбонаты сложены светло-серыми, серыми и буровато-серыми, часто кавернозными и трещиноватыми доломитизированными известняками с прослоями комковатого строения, местами глинистыми, слоистыми. В зонах рифообразования могут встретиться органогенные и органогенно-обломочные известняки.
Отложения среднефаменского и верхнефаменского подъярусов в пределах Ухтинского района и лицензионного участка не встречаются.
В скважинах, проектируемых на Средне-Седъельском лицензионном участке, предполагаемая толщина нижнефаменских отложений на восточном участке составляет 130 м.
Каменноугольная система – С
Нижний отдел – С1
Нижний отдел представлен в объеме нерасчлененных визейского и серпуховского ярусов (С1v+s). Нижнефамснские отложения с резким стратиграфическим несогласием перекрываются нижнекаменноугольными.
Отложения (C1v+s) развиты фрагментарно на территории восточной зоны. Представлены однообразной толщей мелко - и среднекристаллических желтовато-серых и палево-серых доломитов и доломитизированных известняков, участками трещиноватых. В основании разреза отмечаются прослои глин.
Средняя толщина вскрытых образований в пределах проектируемых скважин восточной зоны составит – 5-10м.
Кайнозойская группа - KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения, представленные комплексом ледниково-морских, русловых, пойменных и озерно-болотных образований, залегают на размытой и расчлененной поверхности палеозойских пород. Мощность четвертичного покрова колеблется от 0,3-1,0 до 50-60м и в среднем равна в западной зоне - 12м, в центральной -25м и восточной -24м. Литологически представлены валунными глинами, суглинками, супесями, песками, гальками и валунами различных пород, дресвой известняков и торфами.
ТЕКТОНИКА
Отчетная площадь расположена в пределах Ухта-Ижемского вала - тектонического элемента II порядка (размеры 260х10-50км), осложняющего восточный склон южной части Тиманской гряды. Вал вытянут в северо-западном направлении, согласно общему простиранию тиманских структур. По поверхности фундамента представляет собой сложную положительную форму, ограниченную разломами северо-западного простирания. На юго-западе вал отделяется зоной разломов от Тобысской и Верхневольской депрессий. На северо-востоке по региональному нарушению (Восточно-Тиманский глубинный разлом) Ухта-Ижемский вал граничит с Ижма-Печорской синеклизой. По профилю XXIX-Ф амплитуда смещения блоков на юго-западном его ограничении составляет порядка 150м, на северо-восточном - 80-100м (М.С. Замилов, 1982г.).
Территория вала характеризуется сложным блоковым строением поверхности фундамента, обусловленным наличием многочисленных тектонических нарушений северо-западного, северо-восточного, меридионального и широтного направлений, проникающих и в осадочный чехол. Разломы проявляются по характеру поведения гравитационного и магнитного полей, картируются геологической съемкой.
В южной половине отчетной Среднеседъельской площади по данным аэромагнитной съемки (Г.А. Ерема, 1978г.) выделен субширотный Лугамесьельский разлом, комплексными геофизическими исследованиями (Э.М. Репин, 1985г.) классифицирующийся как региональная субширотная зона разломов. В пределах детального геофизического участка, расположенного непосредственно к западу от отчетной площади, параллельно последней намечена целая серия нарушений, возможно, имеющих продолжение и на рассматриваемой территории. Наблюдаемая поперечная зональность в строении Тимана свидетельствует, по мнению многих авторов (В.И. Башилов, 1978г; Г.А. Ерема, 1975г; К.А. Кривцов, 1970г.) о дорифейском возрасте широтных разломов. В то же время ориентировка отдельных элементов современной гидросети свидетельствует об активизации в более поздние эпохи, что позволяет предполагать их долгоживущий характер.
Преобладающим на Тимане является северо-западное простирание нарушений, которому подчинены основные тектонические элементы, в том числе и Ухта-Ижемский вал. Дизъюнктивы этого типа, по-видимому, связаны с зонами долгоживущих разломов предположительно рифейского заложения, представляющих собой систему сближенных разрывных нарушений. Современная морфология этих нарушений (взбросы, взбросо-надвиги) определена проявлением тектонической активизации района в позднегерцинскую (послепермскую) фазу тектогенеза. Элементы разрывной тектоники северо-западной ориентировки выделены на исследуемой площади как по аэромагнитным исследованиям (Г.А. Ерема, 1978г.), так и по комплексу геофизических данных (Э.М.Репин, 1985г.). Разломы северо-западного простирания ограничивают грабенообразные палеопрогибы, заполненные терригенными отложениями среднего девона, в частности, Ярегский. К оси регионального разлома в центральной части Ухтинской складки по данным Э.М. Репина предполагается приуроченность повышенных мощностей песчаных отложений среднего девона.
Нарушения субмеридиональной ориентировки связаны на Тимане с проявлением раннефранского основного магматизма. Это серия субпараллельных трещин, залеченных дайками диабазов. На картах магнитного поля дайки отмечаются цепочками локальных положительных аномалий.
Разрывные нарушения северо-восточного направления, по мнению Г.А. Ерема (1978г.) являются рудоконтролирующими, так как к оперяющим их трещинам приурочены рудопроявления урана, источники радий-мезоториевых вод и аномалий радиоактивности.
В местах пересечения крупных тектонических нарушений образуются сложные тектонические узлы, представляющие интерес с точки зрения поисков рудных полезных ископаемых. Один из таких тектонических узлов - Асыввожский, выявленный по аэромагнитной съемке непосредственно к западу от отчетной Среднеседъельской площади и рекомендованный к детализации как перспективный на кимберлитовые трубки, изучался детальной наземной магнитной съемкой (Э.М. Репин, 1985г). Наземными работами предполагаемые аномалии трубочного типа, классифицированы как неглубоко залегающие верхнедевонские вулканогенные образования.
Особенностью Ухта-Ижемского вала является его инверсионный характер. В среднедевонско-нижнефранскую эпоху на его территории происходили глыбовые опускания, следствием которых явилось заложение грабенов, заполнявшихся осадочными и вулканогенно-осадочными образованиями среднего девона и нижнего франа. Окончательное формирование как положительной структуры Тиманской гряды в целом и Ухта-Ижемского вала в частности завершилось в послепермское время (А.Я. Кремс и др., 1974г.).
По отложениям осадочного чехла в составе вала выделяются Ухтинская и Верхнеижемская антиклинали (ступени), которые, в свою очередь, осложнены локальными структурами более высокого порядка. Проектная Средне-Седъельская площадь расположена в пределах северной периклинали Верхнеижемской и частично, (крайняя западная часть площади) Ухтинской ступеней. В распределении локальных структур отмечается субмеридиональная зональность, обусловленная чередованием валообразных поднятий и прогибов. В работе Л.А. Вокуева (1998г.) структурными построениями по подошве верхнего девона, основанными на данных бурения, в пределах Верхнеижемской ступени выделяются
Большекеранско-Вальдыельский и Леккемский валы, разделенные Розь-Леккемским прогибом. Намеченное в составе Большекеранско-Вальдыельского вала Вальдыельское поднятие расположено на оси скважин №831-1-Вальдыель, разбито на блоки Лугамесъельским разломом, прослеженным по данным аэромагнитной съемки (Г.А. Ерема, 1978г.). Размеры поднятия по изогипсе –380 / -400 (на разных блоках) составляют 21х6,5км, амплитуда более 100м. Вблизи осевой зоны поднятия в районе скв. .№140-Леккем намечена северная периклиналь Керанвожской структуры. К востоку от Валъдыельской структуры через небольшой прогиб расположено Васькеркадорское поднятие размерами (изогипса -420 / -440м) 11,8х2,2км, амплитудой порядка 50м.
Большекеранско-Вальдыельский вал через крупный Розь-Леккемский прогиб шириной 4-10км сочленяется с Леккемским валом, осложненным собственно Леккемской структурой. Размеры Леккемской структуры по изогипсе -420м 18,5х4км, амплитуда 50м. Ось Леккемского поднятия проходит по оси скважин №827-802 - 135-131м.
В изучаемой части Ухтинской антиклинали (ступени) с юга на север локализованы Усть-Вежавожская и Южно-Вежавожская структуры. Усть-Вежавожская структура субмеридионального простирания (размеры 9х3,5км, амплитуда 70-80м) разбита на блоки дизъюнктивами широтного меридионального и северо-западного направлений. Присводовая часть складки предполагается в районе скв.№2024.
Сейсморазведочными работами по редкой сети профилей (Н.С. Оборина, 2003г.), проведенными на примыкающей с юга Леккемской площади, выделен ряд небольших незамкнутых с севера структурных осложнений, пересеченных одним профилем 802-04. Это Усть-Вежавожская, Керанвожская, Южно-Вальдыельская, Леккемская структуры, северные замыкания которых, вероятно, следует ожидать на площади настоящих работ. Сравнивая структурные построения по поверхности фундамента, выполненные с/п 8-02 с таковыми Л.А. Вокуева (по подошве D3) следует отметить слабое их совпадение, что вполне объяснимо недостаточной изученностью территории как бурением, так и сейсморазведкой.
Сейсморазведочными работами ОАО «Севергеофизика» в 2005-2006г.г. была изучена северная часть Средне-Седъельской площади. Полученный материал наглядно отражает сложное строение Средне-Седъельской площади. Структурный план по кровле рифейских отложений характеризуется сильной раздробленностью тектоническими нарушениями.
Основным структурным элементом района производства работ является Ухта-Ижемский вал, осложняющий северо-восточный склон Тиманской гряды. Простирание вала северо-западное, размеры около 260x10-50км, амплитуда по поверхности фундамента не менее 800м. На юго-западе вал отделяется от Тобыськой и Верхневольской депрессий зоной глубинных разломов (Ярегский и Чипанский сбросы), на северо-востоке по региональному нарушению граничит с районами Ижма-Печорской синеклизы.
Тиман, как самостоятельное складчатое сооружение и надпорядковый тектонический элемент, начал выделяться на фоне окружающих территорий в начале каменноугольного периода. Окончательное формирование таманских структур, по мнению многих исследователей, завершилось в позднепермское время (Дедеев В.А., Юдин В.В. и др., 1989).
В позднепротерозойско-кембрийскую геотектоническую эру территория Тимана, также как и Печорской плиты, испытала сильное сжатие, подъём и дробление, но при этом она не выделилась из состава надрегиональной палеоструктуры. В результате проявления байкальского цикла складчатости деформациями субмеридионального простирания покрылась вся территория Ухта-Ижемского вала, Тимана и примыкающих частей синеклизы. Деформациям байкальского цикла складчатости подверглись, в основном, венд-рифейские образования, так как максимальные фазы сжатия и складкообразования проявились, по-видимому, в кембрийский период.
В начале среднедевонской эпохи отдельные блоки территории Ухта-Ижемского вала, ограниченные тектоническими нарушениями северо-западного простирания, испытали относительно неглубокие (до 100-150м) отрицательные подвижки, в результате чего образовались наложенные седиментационные впадины для поддоманиковых отложений девона. К ним можно отнести Ярегский, Чибьюский, Войвож-Седьель-Кушкоджский палеограбены.
Позднедевонские депрессионные впадины заложены и развивались в субмеридиональном направлении, на что указывает твердо установленный факт субмеридионального простирания барьерных рифов, распространяющихся в этом направлении далеко на север от границ Ухта-Ижемского вала. Глубина опускания мобильных блоков депрессионных впадин могла достигать около 300м и более.
На этот фон наложились восходящие подвижки блоков северо-западного простирания разной амплитуды (до 1000м), в результате чего и сформировался современный тектонический облик территории. При этом превышение амплитуды положительных подвижек против отрицательных - блока Ярегского грабена достигает 100-140м, на отдельных участках Войвож-Седьель-Кушкоджского - ориентировочно до 70-80м.
В целом, Ухтинский блок Ухта-Ижемского вала по современному структурному плану оказался выше Верхне-Ижемского на 150-200м.
Структурный план лицензионного участка в зоне сочленения Ухтинской и ВерхнеИжемской складок (блоков) Ухта-Ижемского вала (ступени) представляет собой серию унаследованных валообразных поднятий субмеридионального простирания, разделенных прогибами.
В северо-западной части Верхне-Ижемского блока по данным скважин №141,142-Чомкосаель и №139, 831-Леккем выделяется субмеридиональное Вальдыельское поднятие, разбитое на блоки Лугамесъельским широтным разломом (последний выделен по данным аэрогаммамагнитной съёмки 1978г.) и Восточно-Ярегским тектоническим нарушением. Длина поднятия по изогипсам минус 380-400м - 21км, ширина до 6,5км, высота более 100м. Эта замкнутая по подошве верхнего девона структура занимает лишь небольшую часть антиклинали, протягивающейся на многие десятки километров через Катыдведьскую и Порожскую площади.
Вблизи от Вальдыельской структуры через небольшой прогиб расположено Васькеркадорское поднятие размерами - 12х2,3км и амплитудой порядка 30м в пределах замкнутой изогипсы минус - 450м.
К востоку от Васькеркадорского поднятия через крупный Розь-Леккемский прогиб шириной 4 - 10км и длиной 60км выделяется Леккемский вал, осложненный собственно Леккемской структурой. Размеры структуры составляют 18,5х4км, амплитуда 50м.
В пределах Ухтинской антиклинали (ступени) с востока на запад выделяются Усть-Вежавожское, Южно-Вежавожское, Вежавожское, Северо-Вежавожское структуры. Усть-Вежавожское поднятие разделено на 2 блока: собственно Усть-Вежавожское замкнутое поднятие и Восточно-Вежавожский структурный нос. Усть-Вежавожское поднятие имеет размеры 9х3,5км, амплитуда 40м Южно-Вежавожское поднятие захватывает небольшой участок западной зоны рассматриваемой территории (20км), Вежавожское поднятие около 15км. Северо-Вежавожское поднятие затухает в пределах западной зоны на расстоянии около 4-5км от Ярегского месторождения.
Вся западная зона лицензионного участка делится Восточно-Ярегским сбросом на две неравных части: западную и восточную.
Средне-Седъельская площадь расположена в пределах северной периклинали Верхне-Ижемской ступени и, частично, (крайняя западная часть площади) Ухтинской ступени.
Сейсморазведочными работами (МОГТ-2D) по редкой сети профилей, проведенными в 2003 году, на примыкающей с юга Леккемской площади, выделен ряд небольших незамкнутых с севера структурных осложнений, известных под названиями Усть-Вежавожская, Керанвожская, Южно - Вальдыельская, Леккемская и Лесыдская структуры.
Структурные построения, выполненные в разное время, по поверхности фундамента характеризуются слабой сопоставимостью, что вполне объяснимо недостаточной изученностью территории, как бурением, так и сейсморазведкой. Из-за недостаточной характеристики строения поднятий в 2007 году выполнена переинтерпретации сейсмопрофилей прошлых лет общей протяженностью – 26,750пог.км. На основании указанных материалов составлена сейсмоструктурная основа, а затем с учетом данных бурения получена структурная карта по кровле проницаемой части коллектора продуктивного объекта. В соответствии с выполненными построениями структура представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания, осложненную двумя куполовидными элементами, примыкающими к разломам. Один из них интерпретируется как основной, он ориентирован в меридиональном направлении и прослеживается от скважины №5ЛК к востоку на расстоянии порядка 1,1км. Амплитуда этого разлома достигает порядка 30м. Второй разлом трассируется параллельно основному в 1,1км к западу от него и в районе скважины №5ЛК фактически затухает, что дает основание рассматривать примыкающие к указанным дизъюнктивам структурные элементы как единую ловушку. Ее размеры в пределах развития зоны газоносности достигают 3,2х1,9км, амплитуда 23м. Строение складки рассматривается как предварительное, поскольку площадь разбурена по очень редкой сетке скважин от 1,5км до 4,2км, а плотность с/п не более 0.5пог.км2.
В целом, рассматриваемая территория лицензионной площади разбита тектоническими нарушениями северо-западного, субмеридионального и субширотного простираний на отдельные блоки. Амплитуды крупных нарушений колеблются в пределах 10-120м.
Сочетание многих валообразных структурных выступов, тектонических нарушений, линий выклинивания и литологического замещения проницаемых пород способствуют образованию на рассматриваемой территории большого количества ловушек нефти и газа не только структурного типа, но и неантиклинального - на склонах и незамкнутых участках структурных носов.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ.
По нефтегазогеологическому районированию площадь проектируемых работ находится в центре Ухта-Ижемского НГР Тиманской НГО.
При производстве поисково-разведочных работ на нефть и газ, а также при поисковом и разведочном бурении на рудные ископаемые, минерализованную и пресную воду в пределах Ухтинского района были встречены многочисленные нефтегазопроявления, как в фундаменте, так и во всей осадочной толще. Промышленные залежи в пределах рассматриваемой территории известны только в среднедевонско-нижнефранском теригенном НГК.
Вблизи границ лицензионного участка открыты три нефтяных (Ярегское, Чибьюское, Западно-Ухтинское) и два газовых (Нямедьское, Кушкоджское) месторождения. Все они, за исключением Ярегского, относятся к категории мелких.
Фундаменте - PR2
В центральной части Ухтинской складки в фундаменте нефтегазопроявления широко распространены и давно известны. Непосредственно в пределах Ярегского нефтяного месторождения фундамент вскрыт небольшим количеством скважин и горными выработками на незначительную глубину. К северу, северо-западу, северо-востоку от него на Ярегском, Центральном, Гердъельском, Крохальском и Ыджьдском участках пробурены многочисленные скважины по густой сетке. Фундамент здесь вскрыт на глубину 200-400м. В пределах перечисленных участков, преимущественно на Центральном и Ярегском, отмечены многочисленные нефтегазопроявления на разных глубинах от кровли фундамента.
В результате анализа первичных материалов установлено, что нефтепроявления в пределах Центрального участка Водного промысла отмечены в 49 скважинах из 200 пробуренных, в пределах Ярегского участка Водного промысла - в 11 скважинах из 60 пробуренных. В кернах также отмечены выпоты жидкой и густой нефти по трещинам, как с минеральным заполнением, так и в открытых.
В структурно-поисковой скважине №1/98 Крохальской площади из интервала 288,0-301,8м подняты серицит-хлоритовые сланцы с нефтепроявлениями. По трещинам кливажа, наслоения и сланцеватости порода пропитана битумом, с резким запахом нефти. По определению ТП НИЦ плотность нефти в сланцах составляет около 0,88 г/см3.
Кроме нефтепроявлений, приуроченных к трещинам, в некоторых скважинах, в кровле фундамента, встречены кварцитовидные песчаники, пропитанные или насыщенные нефтью. Пропитанные нефтью кварцитовидные песчаники, залегающие среди метаморфических сланцев, были вскрыты горными выработками рудного участка нефтешахты №3. Прослои и линзы кварцитовидных песчаников здесь содержат нефть и твердый битум. В скважинах №59 и 247 Центрального участка Водного промысла отмечены весьма интенсивные нефтепроявления. Нефть фонтанировала с водой с глубины 100м от кровли фундамента. Плотность нефти 0,95г/см2 .
Газопроявления в фундаменте не менее многочисленны чем нефтепроявления. Воды фундамента в пределах Ухта-Ижемского вала насыщены углеводородным и углекислым газами. На всех участках, где производилась эксплуатация минерализованных вод фундамента - Центральном, Ярегском, Гердъельском, Крохальском и др., вода фонтанировала благодаря растворенному в ней газу.
Газопроявления в породах фундамента были встречены и непосредственно в пределах Ярегского месторождения. Из подземной разведочной скважины №3-М при абсолютной отметке забоя минус 180-190м фонтанировала газированная вода, а также наблюдался выброс свободного углеводородного газа в 30м ниже кровли фундамента. Многочисленные скопления свободного углеводородного газа, в основном метана, были обнаружены при бурении скважин в пределах Центрального участка Водного промысла. Свободные скопления газа здесь приурочены к небольшим "карманам" тектонического происхождения. Дебиты скважин, вскрывавшие такие "карманы", достигали 21тыс. м3/сут.
Усредненный состав свободных скоплений газа в фундаменте, по данным В.А.Евдокимова (29) следующий: СОг - 0,8-2,6%; СН 4 - 93-97%; гомологи метана - 0,2-0,4%; Иг+инертные- 1,8-3,9%. Содержание гелия составляет 0,02-0,238%).
В 10км западнее и северо-западнее Ярегского месторождения также наблюдались газопроявления в фундаменте. Кровля фундамента вскрыта здесь (скв. №1-Т, 5-Т, 6-Т) на абсолютных отметках минус 140-150м. В скважинах №1-Т и №6-Т при бурении в метаморфических сланцев в буровой раствор поступало значительное количество углеводородного газа метанового состава. В скв. №5-Т с глубины 327м была отобрана проба воды. Анализ ее показал высокое насыщение газом, следующего состава: СН4 - 92,2%, N2 - 5,77%, С02 - 0,4%, С2Н6 - 0,2%, С3Н8 - 0,1%, Не - 0,07%, Аг - 0,036%.
Таким образом, выявлено газонасыщение вод фундамента на Ухтинской складке до 1м3/м3 как в пределах Ярегского месторождения нефти, так и за его пределами.
Особый интерес представляют нефтегазопроявления в рифей-вендских метаморфизованных отложениях Верхне-Ижемского блока. Так на Леккемской и Изкосьгоринской площадях разгазирование, битуминозность, запах и выпоты нефти, наблюдались в керне рифей-вендских отложений из следующих скважин: №9ИГ (интервал 651,3-658,9м); №10ИГ (632,6-638,1м); №21ИГ (604,0-610,0м); №28ИГ (650;2-651,2м), №29ИГ (653,4-656,0м); №34ИГ (652,8-656,0м); №35ИГ (661,3-656,0м); №36ИГ (700,0-703,6м); №№131ЛК, 135ЛК, 800ЛК (595,1-595,3м); 807ЛК (693,0-694,1м); 808ЛК (670,0-673,6м); 827ЛК (686,0-782,7м); 831ЛК (470,7-481,1м).
Получены газопроявления в процессе совместного испытания метаморфических сланцев с базальными пластами песчаников осадочной толщи в скважинах №№: 15ИГ; 37ИГ; 801; 805, приток нефти дебитом - 0,12м3/сут из скважины №24ИГ. Промышленные фонтаны газа при совместном опробовании метаморфических пород с пластами песчаников получены в скважинах №№21ИГ; 26ИГ; 29ИГ; 802Леккем.
Cреднедевонско-нижнефрансий НГК
Залежь тяжелой высоковязкой нефти в песчаниках пласта III на глубинах 120-210м по размерам и запасам является основным объектом, определяющим промышленное значение Ярегского месторождения. В структурном отношении она приурочена к центральной и юго-восточной частям юго-западного приразломного инверсионного блока Ухтинской складки, осложненной Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Вежавожским поднятиями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 36км. Наибольшая ширина ее в средней части Ярегского поднятия 4,8км, в пределах поперечного (субширотного) Южно-Ярегского поднятия - до 7км, на Лыаельской структуре - 5,5км и Вежавожском поднятии - до 3,4км. Общая площадь нефтеносности около 127км2. Максимальная высота залежи (при среднем значении ВНК минус 60м) на Ярегской структуре около 80м, Южно-Ярегской - 45м, Лыаельской - 82м и Вежавожской около 80м. Пласт III выклинивается в своде, либо в присводовой части юго-западного крыла Ухтинской складки. Залежь классифицируется, как пластовая сводовая, стратиграфически, литологически и тектонически экранированная (Г.П.Левин, И.А.Куклин, 1979).
Общая толщина пласта III на месторождении в среднем 70м. Максимальные ее значения наблюдаются на Ярегской (106,2м в скв.17пр-1) и Лыаельской (104,5м в скв. 178) площадях.
В зоне выклинивания пласта на западе проницаемые песчаники замещаются глинистыми отложениями и глинисто-сидеритизированными песчаниками.
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта III более 50м. Максимальные ее значения -до 80м на Ярегской площади (скв.17пр-1) и 58м на Лыаельской площади (скв.9р) отмечаются в зонах, характеризующихся максимальными общими толщинами пласта.
Нефтяная зона пласта III Ярегского месторождения оконтуривается на трех разобщенных участках в сводах Ярегской (7,6км), Лыаельской (11,6км) и Вежавожской (22,7км2) структур.
На большей части площади месторождения залежь в пласте III подстилается подошвенными водами. Эффективная толщина водоносной части пласта достигает на северо-восточном фланге месторождения 40-60м.
При разработке Ярегского месторождения было отмечено, что более «легкие» нефти приурочены к приподнятым участкам пласта на шахтных-полях 3 и 3бис (плотность 0,937 г/см ), а самая тяжелая нефть характерна для шахтного поля 2 (плотность 0,968 г/см ), занимающего низкое гипсометрическое положение и находится в пределах приконтурной - водонефтяной зоны.
Открытая пористость песчаников III пласта на Ярегском месторождении изменяется в пределах 24,0-25,9%, проницаемость - 2759- 3796 х 10"3 мкм. Начальные балансовые запасы по залежи составляют 355313тыс.т.
На Седьюской площади при бурении интервала 530,4-548,0м в скв. №10 наблюдалось разгазирование раствора, в керне (интервал 502,4-543,8м) отмечены неравномерные выпоты нефти. В скв. №11 в интервале 566,5-569,6м, (песчаники III пласта) отмечено неравномерное нефтенасыщение.
В среднедевонских отложениях Верхне-Ижемского блока скопления тяжелой вязкой нефти в виде оторочек газовых залежей, выявлены на Седьельской, Северо-Седьельской, Западно-Изкосьгоринской, Роздинской площадях.
Хотя крупные залежи нефти, подобные Ярегскому месторождению, на территории Ухтинского района вряд ли еще будут встречены, но мелкие и средние залежи по запасам могут быть выявлены. В частности наличие средней по запасам залежи легкой нефти прогнозируется на Седьюской площади, расположенной в периклинально-краевой части Вальдыельского поднятия. Тектонически экранированные мелкие залежи тяжелой и утяжеленной нефти могут быть встречены на Верхнедоманиковой и Восточно-Вежавожской площадях.
Скопления свободного газа в пласте III встречаются по всему разрезу и приурочены к зонам дробления разрывных нарушений, экранированных прослоями аргиллитов.
Небольшие залежи газа в среднедевонских отложениях открыты также на Кушкоджском и Нямедском месторождениях.
На Кушкоджском месторождении эффективная толщина пласта - 2,2м (пласт омринского горизонта эйфельского яруса), открытая пористость - 15%; проницаемость – 1927 x 10- 12мкм; начальное пластовое давление - 5,3-7,0МПа. Геологические начальные запасы газа - 81млн.м3. Кроме притоков газа в скважинах отмечены и нефтепроявления.
Приток тяжелой нефти дебитом 0,5т/сут и плотностью 0,920г/см3 получен в скв. №2-КК из пласта кедровского горизонта.
На Нямедском месторождении газ из среднедевонских песчаников (пласт Пб бийского горизонта) получен в скв. №5 , дебита газа не определялся.
В средней части и в кровле таманского горизонта залегают два выдержанных пласта, в которых нефтегазопроявления отмечаются повсеместно. Это пласты 1а и А. Кроме того, в нижней части таманского горизонта на Верхне-Ижемском блоке выделяется песчаный пласт 16, который на Ухтинской складке замещается туфо-базальтами. Данный пласт в восточной зоне проектируемых работ встречается непосредственно над сланцами, а в центральной зоне залегает над туфобазальтами. В пласте 16 открыты промышленные запасы газа на Нямедском, Кушкоджском и других месторождениях Верхне-Ижемского НГР. Эффективная толщина пласта на Нямедской площади - 6-8м. Размеры залежи в плане 5x2км. Начальный ГВК находился на отметке минус 570м, начальное пластовое давление составляло 7,1МПа. Дебиты скважин достигали 240-430тыс.м3/сут. Начальные запасы газа оценивались в 310 млн.м3. Газ метановый: СН4 - 91-94%; С02 - 0,1-0,2%; инертных - 0,03%; Не - 0,27-0,28%; N2- 5,6%; гомологи СН4 - 0,7%, плотность по воздуху - 0,585.
На Кушкоджском месторождении эффективная толщина 16 пласта - 1,5м, пористость песчаников - 15%, ГВК — минус 538м, начальное пластовое давление - 5МПа . Начальные геологические запасы УВ - 104млн.мЗ. Состав газа: СН4 - 91,3-92%; С02 - 0,1%; инертных -0,03%; Не - 0,27%; N2- 8,2-7,4%; гомологов СН4 - 0,4-0,5%, плотность по воздуху - 0,587-0,592.
На Северо-Леккемском поднятии из скв. №802 при совместном опробовании пласта 16 с метаморфическими сланцами в интервале 632,0-669,7м получен фонтан газа с водяной пылью дебитом 74тыс. м3/сут. Из скважины 137-ЛК (Васькеркадорская структура) в интервале 638,0- 640,6м поднято 0,75м алевролита с тонкими прослоями и линзами нефтенасыщенного песчаника.
Пласт 1а, залегающий на породах туфо-диабазовой толщи по литологическим признакам делится сверху вниз на три прослоя. Первый, мощностью 1-2м, представлен тонкомелкозернистым глинистым песчаником, слабо пропитанным нефтью, чаще битуминозным.
Второй прослой, мощностью 2,5-4,0м, представлен аргиллитом темно-серым, плотным с тонкими прослоями тонкозернистого глинистого песчаника.
Третий прослой, мощностью 2,0-5,0м, представлен в основном кварцевым, мелко-среднезернистым пористым песчаником, местами конгломератовидным.
В Ухтинском районе промышленно нефтеносным является пласт 1а на Чибьюском месторождении, расположенном в г. Ухта, и в 13км от Ярегского нефтяного месторождения / на структурная терраса северо-восточного склона Ухтинской складки/.
Продуктивный пласт 1а (П) представлен многочисленными «шнурковидными» песчаными телами незначительной толщины (до нескольких метров), распространяющимися на унаследованных субмеридиональных структурных выступах. Средняя толщина пласта 1а по месторождению около 10м, эффективная нефтенасыщенная - 3м. Средняя открытая пористость пород-коллекторов 25%.
Нефтяная залежь, вытянутая с северо-запада на юго-восток, относится к типу литологически ограниченных. Размеры залежи составляют 22,5 х 1-7км, площадь 33,8км2.
С « заливообразными» изгибами проницаемых песчаников связаны локальные газовые ловушки в скв. №№26, 27, 51, 63, 86, 204, 234, 265, 266, 270, 541, 550, 579. Так первоначальный дебит газа скважины №266 (1939г.) составлял 86тыс. м3/сут; скважина эксплуатировалась до 50-х.
Начальные дебиты скважин отмечались от 0,05т/сут до 10т/сут. В зоне распространения галечника (западная часть Чибъюского месторождения) дебиты скважин доходили до 40-60т/сут (скв.405 и др.). Начальное пластовое давление составляли - 25-30атм, температура пласта 16°С. В целом эксплуатация залежи велась с 1930 по 1957г. на режиме растворенного газа. За текущий период на месторождении было пробурено 765 скважин, - эксплуатировалось - 675 ,остальные ликвидированы по геологическим причинам.
Состав растворенного газа: СН4 - 78,1%; С2Н6 - 18,35%; С02 - 0,09%; 02- 0,25%; N2 + редкие - 3,21%.Плотность по воздуху - 0,755. Состав свободного газа: СН4 - 92,06%; С2Н6- 4,07%; С02 - 0,23%; 02- 0,17%; N2 + редкие - 3,47%.
По лабораторным анализам проб из 142 скважин, нефть Чибьюского месторождения имеет следующую характеристику: плотность при 15°С - 0,879г/см3; начало кипения 64,2°С; вязкость при 20°С - 28,1МПа*с; содержание серы - 0,92%, акцизных смол - 41,64%, парафина - до 3,6%, выкипает до 100°С - 9,9%, до 200°С -20,6%, до 300°С - 41,5%; коэффициент нефтенасыщения - 0,78.
На площади Ярегского месторождения песчано-глинистые отложения пласта 1а, несогласно залегающие на породах туфо-диабазовой толщи, имеют толщину в среднем 4-8м и наиболее полно представлены на севере и северо-западе месторождения, где они увеличиваются до 13м. К северу, западу и юго-востоку от месторождения, в частности на Водненском выступе, а также в наиболее приподнятых частях Большекеранского,
Верхнелеккемского, Леккемского, Васькеркадорского и Вальдыельского поднятий Верхнеижемского блока он залегает непосредственно на породах фундамента. На Лыаельской площади толщина пласта II в среднем - 7м, на Вежавожской площади - от 4 до 16м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0,5 до 4м.
По результатам исследования керна скважин, пробуренных за последнее время на перспективных площадях Ухтинской складки, песчаники пласта II характеризуются следующими физико-коллекторскими свойствами: открытая пористость колеблется в пределах 11,9-34,2% и в среднем составляет 24,3%; газопроницаемость изменяется в пределах-1,2-3959 х10"3 мкм2 и в среднем составляет 0,75мкм2; остаточная нефтенасыщенность в негерметичном керне изменяется от 6 до 77% и в среднем составила 39,6%. Плотность нефти колеблется от 0,948 до 0,878 г/см, вязкость в пластовых условиях от 30 до 223 мПа*с и выше.
Нефть пласта II на Ярегском месторождении преимущественно тяжелая (от 0,901 до 0,949 г/см3), беспарафинистая, сернистая (0,49-1,0%), высокосмолистая (акцизных смол 47-49%).
Залежи нефти в песчаниках пласта II могут быть классифицированы, как пластовые, литологически ограниченные, распадающиеся на ряд отдельных скоплений в линзовидных телах проницаемых песчаников.
Особенности строения, коллекторские свойства пласта II, степень и характер нефтенасыщения, возможные условия разработки изучены недостаточно и нуждаются в уточнении.
На Верхне-Ижемской складке залежи газа и нефти в II пласте открыты на Войвожском, Седьельском, Cредне-Седъельском, Роздинском месторождениях. На Северо-Леккемском, Леккемском, Васькеркадорском, Вальдыельском и Керанвожском поднятияхпропитанныеи насыщенные нефтью прослои песчаников в 1а пласте были встречены в керне скважин №№800 (интервал 583,7-587,7м; 595,1-595,3м); 807 (интервал 652,3-654,8м; 664,8-670,9м; 808 (665,3-673,6м); 814 (669,0-676,5м); 815 (597,7-606,9м); 827 (647,7-657,3м); 829 (663,4-670,5м, 673,8-676,6м, 679,2-681,4м); 838 (642,0-643,3м; 651,0-654,0м); 36-ИГ (671,4-679,8м); 37-ИГ (618,4-622,0м; 630,5-639,5м); 137 (638,0-640,0м); 140 (400,5-405,8м). Нефтенасыщенность зафиксирована не только в керне из пласта 1а, но и из прослоев песчаника, залегающего на 9-10м выше.
На Верхне-Ижемской складке известны лишь незначительные притоки нефти и газа из пласта А в единичных скважинах на Седьельском, Войвожском и других месторождениях. На площади проектируемых работ прослои нефтенасыщенных песчаников были подняты в керне из скважины №808 (интервал 645,2-652,9м). Кроме того, газирование бурового раствора наблюдалось в процессе проходки пласта в скважинах №№801, 827, 37-ИГ, 36-ИГ. Пласт А не представляет промышленного интереса с целью открытия месторождения.
Нефтепроявления в виде примазков и включений по трещинам и пустотам, пятнистого и неравномерного насыщения отмечались также в керне скважин 139, 140.
Доманиково-турнейский НГК
В подошве саргаевского горизонта выделяется песчаный пласт I, сохранившийся от размыва в основном лишь на крыльях Ухтинской складки за пределами Ярегского месторождения. Выходы его к поверхности перекрыты четвертичными отложениями. Он сложен, в основном, мелко-тонкозернистым песчаником с прослоями глин, но в большинстве скважин представлен зеленовато-серыми и бурыми песчанистыми глинами с обуглившимися растительными остатками и с линзовидными прослоями мелкозернистого песчаника или переслаиванием песчаников и глин. Песчаники повсеместно слабо пропитаны нефтью.
В процессе разведки минерализованных вод Водным Промыслом попутно была открыта Нижнечутинская залежь нефти (разрабатывалась в годы Великой Отечественной войны), которая приурочена к северо-восточному крылу Водненского локального поднятия Ухтинской складки и находится в 9км к северо-западу от Ярегского месторождения. Размеры залежи не установлены, хотя нефтепроявления были встречены вокруг на довольно широкой площади, ранее эксплуатировался лишь участок длиной 2км и шириной 250м в пойме р.Чуть. Глубина залегания залежи 40-60м.
Нефтеносный пласт I представлен чередованием мелкозернистых прослоев песчаников, алевролитов и глин. Насыщение песчаников нефтью неравномерное. ВНК не был установлен. Пласт делится примерно на две равные части с разным нефтенасыщением и нижнюю, более обводненную. Хотя начальные дебиты отдельных скважин достигали 4т/сут, но в результате быстрого прорыва воды наблюдалось падение добычи в течение 1-2 месяцев. Накопленная добыча по залежи составила 3410т.
Плотность нефти 0,876г/см3 (по данным А.Я.Кремса и В.В.Кулевского - 0,852-0,863)., выход бензиновых фракций около 26%, акцизных смол 38;, парафина 0,66%,серы 0,73%. Газ, растворенный в нефти, содержит азота - 0,3%, углекислоты - 12,1%, метана -49,3% (Л.ААнищенко, Н.В.Комаров, 1966).
В 1995 году в 3,4км к востоку от границы шахтполя 1, Ярегского месторождения пробурена структурно-поисковая скважина №12к. Из скважины получен приток безводной нефти дебитом 1,94м3 по подъему уровня за 8 суток. Работы по интенсификации притока не производились. По результатам анализа устьевой пробы нефть плотностью 0,861г/см3; с содержанием асфальтенов 1,06%) масс; смол 8,45%о масс; кинематическая вязкость 20,65 сСт; начало кипения 65°С. По результатам бурения скважины №12К/1, и ранее пробуренных скважин - ОАО "ЮТИНКО" в 1998году произведен подсчет запасов УВ. На баланс принято- 279/42тыс. т запасов нефти по категории C1 и 12511/1877тыс. т – по категории С2 при коэффициенте извлечения 0,15. Геолого-геофизические параметры пласта следующие: пористость 0,23; коэффициенте нефтенасыщенности - 0,6; пересчетном коэффициенте 0,98; эффективной толщине для категорий C1 - 2,4 м; С2 - 2,6 м; площади по категории C1 - 100тысм2; С2 -42025тыс. м2. Размеры участков: по категории C1 - 0,5'х 0,5км; С2 -12 х 3-5,6км.
Кроме отмеченных залежей, известна еще небольшая залежь нефти в I пласте на Лыаельской площади вблизи р. Лыаель. На этом участке добыча нефти из пласта I производилась в 1941-1942 годах. На площади 700х300м были пробурены 13 крелиусных скважин ручного бурения. Пласт I здесь представлен тремя литологическими пачками: верхней - переслаивание бурых и зеленовато-серых глин с прослоями мелкозернистого песчаника и известняка, толщиной пачки 7,0-9,0м, средней – переслаивание мелко-тонкозернистых песчаников, имеющих линзовидное залегание, и глин общей толщиной 10-11,6м, в нижней пачке залегают мелкозернистые песчаники. Средняя толщина пласта I составляет около 30м, эффективная нефтенасыщенная толщина песчаников до 10-15м.
Тартание в 3-х скважинах давало 0,33-1,20т/сут нефти плотностью 0,882г/см с выходом легких фракций (до 200°С) до 16%.
В целом, вверх по разрезу от пласта А+Б к пласту I, площади распространения нефтенасыщенных песчаников постепенно уменьшаются.
Проницаемые прослои I пласта встречаются, лишь в пределах Ухтинской складки и в крайней центральной зоне Средне-Седьельского лицензионного участка.
Незначительные притоки газа получены ранее в единичных скважинах на Седьельском месторождении. В скв.2026 в керне встречена жидкая тяжелая нефть, в скв. 140 отмечены прослои известняка и алевролита, насыщенные тяжелой нефтью. Наблюдалось газирование раствора при вскрытии доманиковых отложений в скв.827.
Наиболее перспективны отложения доманикового горизонта в восточной зоне проектируемых работ, где появляются надежные сульфатные покрышки ливенского горизонта. Достаточно высокие перспективы линзовидных песчаников в шельфовых фациях ветласянского и сирачойского горизонтов, а также проницаемых доломитов и доломитизированных известняков, залегающих между прослоями сульфатов и ниже их в ливенском горизонте верхнефранского подъяруса.
Таким образом, площадь проектируемых работ является высокоперспективной для поисков залежей нефти и газа в II пласте приуроченного к нижней части тиманского горизонта верхнедевонских отложений.
Источник: Результаты поисково-оценочного бурения на Средне-Седъельской площади. Федотов А.Л., Маркова Т.В., Егоров Г.А., и др. 2010