Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1991
Источник информации: Опер.пз_2018г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 24.26 км²
Тэдинское месторождение
Стратиграфия
В северной части Хорейверской впадины, где расположено Тэдинское месторождение, наиболее древними вскрытыми осадочными образованиями являются нижнеордовикские красноцветные терригенные породы (скв.15 Оленья, забой 5398 м). Более древние венд-кембрийские отложения вскрыты на Сандивейской площади, в своде Большеземельского палеоподнятия, который проявляется в пределах современной Хорейверской впадины.
Наиболее древними отложениями, вскрытыми на Тэдинском месторождении, являются нерасчленённые евлановские-ливенские отложения франского яруса верхнего девона.
Палеозойская группа – PZ
Ордовикская система - О
Ордовикская система представлена тремя отделами.
Нижний отдел - О1
Нижний отдел ордовикской системыслагают красноцветные песчано-глинистые отложения. Они представлены чередованием галечников, гравелитов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Вскрытая толщина в разрезе скв.15 Оленья составляет 190 м. Минимальные значения толщин установлены в сводовой части Большеземельского поднятия.
Средний отдел - О2
На красноцветных отложениях залегают терригенно-карбонатные сероцветные отложения среднеордовикского возраста - ритмично переслаиваются песчаники, алевролиты, аргиллиты и доломиты. В разрезе скв.15 Оленьей толщина отложений составляет 43 м.
Верхний отдел - О3
Нижняя часть верхнеордовикских отложений представлена толщей переслаивания известняков и доломитов (60-160 м). Выше залегает сульфатно-доломитовая пачка (около 100 м). И завершает разрез ордовикских отложений терригенно-сульфатно-карбонатная пачка, толщина которой в Хорейверской впадине колеблется от 190 до 360 м.
Силурийская система - S
Силурийские отложения в пределах Хорейверской впадины распространены широко. Поверхность силурийских отложений эродирована в предфранское время. На поверхность эрозии выходят разные горизонты силура. Амплитуда эрозии наибольшая в сводовой части Большеземельского палеосвода. Близко от Тэдинского месторождения силурийские отложения вскрыли скважины 10-Южно-Сюрхаратинская (глубина вскрытия 3914 м), 1-Янемдейская (4049 м).
Нижний отдел -S1
Нижний отдел силурийской системы представляют ярусы лландоверийский (джагальский и филиппъельский горизонты) и венлокский (седъельский горизонт). Нижнесилурийские отложения имеют преимущественно карбонатный состав. Толщина полных неэродированных нижнесилурийских отложений в разрезе скв.15 Оленья составляет 611 м.
Джагальский горизонт (макарихинская свита) представлен переслаиванием вторичных и седиментационных доломитов, содержащих прослои обломочного материала, линзы сульфатов. Толщина горизонта в Хорейверской впадине установлена в пределах 120-210 м.
Филиппъельский горизонт (сандивейская свита) разделяется на три части. В нижней части переслаиваются седиментационные и вторичные доломиты, с прослоями аргиллитов. Средняя часть сложена вторичными доломитами и биокластово-иловыми известняками. В верхней части возрастает роль седиментационных доломитов. Толщина горизонта установлена в пределах 120-210 м.
Скважины, близкорасположенные от Тэдинского месторождения, вскрыли отложения седъельского возраста. Седьельский горизонт (веякская толща) имеет трёхчленное строение. Нижнюю часть слагают седиментационные и вторичные доломиты с прослоями глинистых доломитов и аргиллитов. Средняя часть представлена переслаиванием иловых, биокластово-иловых доломитов. Верхняя часть горизонта сложена доломитами с повышенным содержанием глинистой составляющей. В районе скв.1 Янемдейской на поверхность предфранской эрозии выходят отложения средней пачки. На Сихорейском месторождении на поверхность эрозии выходят породы верхней пачки. Полная толщина седьельского горизонта на территории Хорейверской впадины установлена в пределах 218-233 м.
Верхний отдел -S2
Верхний отдел силура представляют лудловский и пржидольский ярусы. Полная толщина верхнего отдела сохраняется в зоне развития нижнедевонских отложений, в восточной части Хорейверской впадины (скв.15-Оленья, 328 м; скв.1-Западно-Ярейягинская, 203 м).
Лудловский ярус -S2ld сложен серыми карбонатными, терригенно-карбонатными породами. В нижней и верхней частях гердьюского горизонта тонко переслаиваются доломиты, известняки, аргиллиты. Породы содержат алевритовую примесь кварца. В средней части яруса переслаиваются известняки и вторичные доломиты тонко-мелкозернистые, содержащие органогенный детрит. Встречаются органогенные прослои (брахиоподовые и строматолитовые). Полная толщина яруса 190-203 м.
Пржидольский ярус - S2p сложен глинистыми известняками и доломитами. В верхней части полного разреза карбонаты содержат алевритовую и песчаную примесь, отмечены пласты крупнозернистых алевролитов (скв.1-Западно-Ярейягинская). Глинистые породы преобладают в его нижней части, которая представляет собой региональный репер и выделяется в предуральских разрезах в объёме целебейской свиты. Полная толщина гребенских отложений установлена в зоне развития нижнего девона и составляет 93-107 м.
Девонская система – D
Нижнедевонские отложения сохранились от предраннефранского размыва в восточной и северо-западной части Хорейверской впадины. Средний отдел в разрезе впадины не установлен. Верхний отдел полностью вскрыт скважинами на Южно-Сюрхаратинской (скв.10) и Сюрхаратинской (скв.2) площадях. На Тэдинском месторождении скважины вскрыли фаменские и частично франские отложения.
Верхний отдел – D3
В разрезах скважин, близкорасположенных от Тэдинского месторождения,верхнедевонские отложения залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях силура. Верхний отдел девона подразделяется на франский и фаменский ярусы.
Франский ярус - D3f представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
Нижнефранские отложения в объеме тиманского горизонта -D3tmи среднефранские отложения в объеме саргаевского горизонта - D3srне расчленены и представляют собой толщу плотных отложений, которая в Тимано-Печорской провинции является региональным флюидоупором для залежей нефти в подстилающих нефтеносных толщах.
Разрез тиманского горизонта начинается пачкой, сложенной сероцветными и пестроцветными алевролитами, глинистыми песчаниками и аргиллитами, содержащими алевритовую и песчаную примесь. Выше преобладают глинистые породы: аргиллиты, глинистые алевролиты, содержащие редкие прослои известняков и смешанных карбонатно-терригенных пород. Саргаевский горизонт сложен сероцветными глинистыми известняками, мергелями, аргиллитами, алевролитами. Толщина тиманско-го+саргаевского горизонтов на рядом расположенных площадях изменяется от 70 м (скв.1 Среднеянемдейская) до 110 м (скв.10 Южно-Сюрхаратинская).
Средний и верхний подъярусыв объёме доманикового, ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов имеют разнофациальную характеристику. По материалам промысловой геофизики границы горизонтов не всегда чётко выражены.
Доманиковый горизонт – D3dmсложен известняками, мергелями. Известняки тонкозернистые, перекристаллизованные, окремненные, доломитизированные, стилолитизированные, плотные. Мергели зеленовато-темно-серые, часто переходящие в глинистые известняки. Толщина доманиковых отложений на близкорасположенных площадях изменяется от 8 м (скв.1 Янемдейская) до 145 м (скв.1 Среднеянемдейская).
Промыслово-геофизическая характеристика доманикового горизонта практически не отличается от вышележащих образований, а недостаток биофациальных критериев не позволяет надёжно расчленить карбонатную разновозрастную толщу на горизонты, относящиеся к среднему и верхнему франу.
Ветласянский горизонт – D3vtотвечает регрессивной стадии развития позднефранского бассейна. В разрезах скважин, пробуренных в северной части Хорейверской впадины, горизонт выделяется с большой долей условности. К нему можно отнести пачку глинистых пород на границе доманикового и сирачойского горионтов толщиной около 10 м. В отдельных разрезах она отсутствует как результат перерыва осадконакопления в ветласянское время.
Сирачойский гризонт – D3srcслагают карбонатные отложения - известняки светлоокрашенные с прослоями мергелей и аргиллитов. Отложения разнофациальные.Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности представляют карбонатные биогермные постройки (Сюрхаратинская площадь). Главными каркасостроителями карбонатных образований являются водоросли и строматопораты [6].
Над сирачойскими банками в рифогенной Сюрхаратинской зоне продолжали формироваться карбонатные толщи облекания. В результате крупной позднефранской регрессии часть франских отложений подверглась эрозии.
Нерасчлененные евлановский и ливенский - D3ev+lvгоризонты сложены сероцветными и серо-буроцветными карбонатными, глинисто-карбонатными и терригенно-карбонатными породами. Известняки водорослевые и органогенно-обломочные, мелкокристаллические, перекристаллизованные, массивные и слоистые. Карбонаты прослоями содержат терригенную алевритовую и песчаную примесь. Евлановские-ливенские отложения на Тэдинском месторождении вскрыты скважинами 1, 40, 41, 42, 43, 106, 110, 112. Наибольшая толщина вскрытия 199 м в разрезе св.1.
Общая толщина доманикового, ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов изменяется в пределах от 299 м (скв.1 Среднеянемдейская) до 438 м (скв.2 Сюрхаратинская).
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус выделяется в составе нижнего и нерасчлененных среднего и верхнего подъярусов.
Нижнефаменские отложения в составе задонского и елецкого горизонтов представлены в основном известняками пористо-кавернозными, сильно выщелоченными. На Тэдинском месторождении скважины вскрыли органогенные отложения, которые в фациальном отношении относятся к тыловым частям рифогенных построек.
Отложения изучены на большом объёме каменного материала, множестве петрографических шлифов. Отложения представляют разные типы известняков: микритовые, слойчатые, строматолитоподобные, биоморфные, биокластово-микробиально-микритовые, микробиально-детритовые, сферово-узорчатые, обломочные (известняковые алевро-песчаники, песчаники, гравелито-песчаники), онколитовые, желваковые и биогермные.
Текстура пород сложная: слойчатая, пятнисто-стилолитовая. Трещины в известняках разнонаправленные открытые и выполнены кальцитом. Породы-коллекторы неравномерно пористые, кавернозные. Отмечены каверны размером 15-25 мм. Редкая примесь терригенного материала содержится в виде зёрен кварца и чешуек слюды.
В разрезе нижнефаменских отложений Тэдинского месторождения установлены продуктивные пласты (D3fm-I, D3fm-II, D3fm-IIа, D3fm-III, D3fm).
Литологический состав и сопоставление промыслово-геофизических характеристик нижнефаменских отложений свидетельствуют о выдержанном слоистом характере всех продуктивных объектов. Выделяются три основных литотипа и, соответственно, фации продуктивных отложений: 1) водорослевые биогермные известняки (пласт D3fm-I), 2) сгустково-комковатые водорослевые и цианобактериальные известняки ограниченного шельфа (пласты D3fm-II, D3fm-III) и 3) обломочные известняки мелководных отмелей (пласт D3fm-IIa, D3fm-I). Они разделяются прослоями практически непроницаемых доломитистых микритовых известняков и органогенно-детритовыми известняками с невыдержанными коллекторскими свойствами. Цикличное строение разреза обусловлено сменой регрессий и кратковременными трансгрессиями. Наиболее сильные обмеления фиксируются в кровле пластов D3fm-I и D3fm-III. Подробную литологическую характеристику пласта D3fm-III содержит глава 7. Толщина нижнего фамена изменяется в пределах 240-256 м.
Средний подъярус (зеленецкий и нюмылгский горизонты) сложен известняками зернистыми массивными с прослоями голубых и тёмно-серых аргиллитов, с включениями пирита и многочисленными органогенными остатками. Толщина среднего подъяруса изменяется от 42 м до 50 м.
Верхний подъярус (усть-печорский горизонт) в нижней части сложен известняками зернистыми глинистыми массивными с микротрещинами, выполненными кальцитом, со стилолитовыми швами, содержащими многочисленные органические остатки. В верхней части залегают известняки пёстроокрашенные органогенно-обломочные, линзовидно-слоистые, с многочисленными остатками растительного детрита. Толщина отложений верхнего подъяруса изменяется от 72 м до 108 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения залегают со стратиграфическим несогласием на девонских и представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел - С1
Нижнекаменноугольные отложения представлены визейским и серпуховским ярусами. В разрезе Тэдинского месторождения отсутствует турнейский ярус.
Визейские отложения в объеме окского надгоризонта сложены известняками, прослоями доломитизироваными и органогенно-обломочными. Карбонаты содержат прослои аргиллитов и мергелей. В основании толщи залегает пласт карбонатных гравелитов сильно перемятых, с многочисленными зеркалами скольжения и остатками растительного детрита. Обломочный материал представлен галькой аргиллитов и карбонатов; имеются включения сидерита. Толщина визейских отложений изменяется от 122 м до 149 м.
Отложения выделены в объеме нерасчлененных тарусского+стешевского и протвинского горизонтов.
Тарусский+стешевский горизонты - С1tr+st
Разрез нерасчлененных горизонтов представляют карбонатно-сульфатные и карбонатные отложения. В нижней части переслаиваются доломиты и известняки. Доломиты темно-серые, коричневатые, мелкозернистые, трещиноватые, перекристаллизованные. Известняки буровато-серые, скрыто-мелкокристаллические, кавернозно-пористые, с линзовидными включениями ангидритов. В верхней части разреза развиты ангидриты белые, участками мозаичные за счет тонких прослоев темных и серовато-коричневых карбонатных разностей, плотные, крепкие, массивные, с редкими прослоями доломитов. Толщина отложений изменяется от 108 м до 161 м.
Протвинский горизонт - С1pr
Представлен толщей переслаивания известняков светло-серых, органогенно-детритовых, пористых и известняков светло-серых, коричневатых, мелко- и скрытокристаллических, плотных, крепких, со стилолитовыми швами, выполненными глинистым материалом, с редкими остатками кораллов. Толщина изменяется от 79 м до 83 м.
Средний отдел - С2+3-
Нерасчленённые средний и верхний отделы представлены карбонатной толщей, сложенной известняками серыми, неравномерно перекристаллизованными, мелко-тонкокристаллическими, массивными, трещиноватыми, слабоокремненными, участками органогенно-детритовыми, неравномерно глинистыми. Толщина отложений составляет 119-154 м.
Пермская система - P
Пермская система представлена нижним и верхним отделами.
Нижний отдел - Р1
Нижний отдел представляют ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Интервал ассельского, сакмарского, артинского ярусов образует карбонатный комплекс. Кунгурский ярус сложен преимущественно глинистыми породами.
Ассельский+сакмарский ярусы - P1a+s
Разрез сложен известняками зеленовато-серыми в большой степени глинистыми, мелкозернистыми, участками мелкокристаллическими, пятнистыми за счет обильного содержания органических остатков: мшанок, криноидей, брахиопод, остракод, водорослей, фораминифер. Известняки содержат кристаллы и желваки пирита, тонкие прослои аргиллитов темно-серых, алевритистых, слюдистых. В верхней части известняки глинистые, алевритовые. Толщина отложений изменяется от 23 м до 83 м.
Артинский ярус - P1ar
Артинский ярус слагают карбонатные и терригенные породы. Алевролиты серые и зеленовато-серые глинистые, известковистые. Аргиллиты серые алевритовые, известковые, комковатые. Известняки неравномерноглинистые и алевритовые, прослоями органогенные. Мергели алевритовые. Толщина яруса изменяется от 101 м до 189 м.
Отложения представлены толщей переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников. В кровельной части яруса залегают преимущественно песчаники. Нижняя часть разреза сложена в основном алевролитами. Песчаники зеленовато-серые, мелкозернистые, тонкогоризонтальнослоистые, слюдистые по наслоению, участками массивные, известковистые, плотные, слабоглинистые, с частыми прослоями аргиллитов. Аргиллиты темно-серые, плотные, плитчатые, слабослюдистые и алевритистые, участками слабоизвестковистые, с включениями гнезд пирита и растительных остатков. Алевролиты серые мелкозернистые, глинистые, плотные, участками известковистые. Толщина кунгурских отложений изменяется от 105 м до 245 м.
Верхний отдел - Р2
В верхнем отделе в соответствии со стратиграфической шкалой Тимано-Печорской провинции выделяются уфимский, казанский и татарский ярусы. В связи с отсутствием чётких границ между ярусами верхний отдел рассматривается как единая толща переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Алевролиты темно-серые и зеленовато-серые, полимиктовые, слюдистые, глинистые, плотные. Песчаники серые и темно-серые, зеленовато-серые полимиктовые, разнозернистые, глинистые, плотные и пористые, с углистым детритом и остатками морской фауны. Выделяются песчаные пласты значительной толщины. Аргиллиты темно-серые, плитчатые с растительным детритом, линзами чёрных углей. Толщина отложений изменяется от 179 м до 321 м.
Мезозойская группа - MZ
В разрезе мезозоя представлены отложения триасовой, юрской и меловой систем.
Триасовая система - T
Триасовые отложения несогласно залегают на верхнепермских образованиях. Установлено присутствие нижнего, среднего и верхнего отделов.
Нижний отдел - T1
Отложения нижнего отдела представлены чаркабожской и харалейской свитами.
Чаркабожская свита - T1cb. Отложения свиты представлены глинами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Глины коричневые с включениями зеленовато-серого алеврито-песчанистого материала, слюдистые, аргиллитоподобные, с зеркалами скольжения. Песчаники зеленовато-серые, мелкозернистые, массивные, слабо известковистые. В основании толщи залегают песчаники зеленовато-серые массивные конгломератовидные, содержащие полуокатанную гальку буроватых и зеленовато-серых глин. Толщина свиты изменяется от 281 м до 358 м.
Харалейская свита - T1hr представлена переслаиванием глин, алевритов и песчаников. Глины темно-серые, буровато-коричневые, зеленовато-серые, слюдистые, с ходами илоедов. Песчаники зеленовато-серые, полимиктовые, слабосцементированные, массивные и косослоистые за счет обильных примесей глинистого материала. Алевролиты зеленовато-серые сильноглинистые и песчанистые, слюдистые с включениями растительного детрита. Толщина свиты изменяется от 57 м до 112 м.
Средний и верхний отделы - T2+3
Ангуранская свита - T2an представлена толщей переслаивания пестроцветных глин, песчаников и алевритов. Глины преобладают в верхней части. Глины красно-бурые и фиолетовые с зелеными пятнами, тонкоотмученные. Песчаники серые, зеленовато-серые полимиктовые средне-крупнозернистые крепкие и рыхлые, с растительным детритом. Прослои алевролитов зеленовато-серых. Толщина свиты изменяется от 137 м до 175 м.
Нарьянмарская свита – Т3 nm. В возрастном отношении свита соответствует верхней части нижнего отдела и полностью верхнему отделу триаса. Свита представлена толщей переслаивания глин, алевролитов и песчаников. Породы сероцветные, чем отличаются от нижне- и среднетриасовых отложений. Глины аргиллитоподобные, тонкоотмученные, участками линзовиднослоистые за счет присыпок песчанистого материала, содержат обугленные растительные остатки. Песчаники зеленовато-серые, разнозернистые, полимиктовые, участками слабоглинистые и слабоизвестковые, массивные и косослоистые за счет обильной примеси глинистого материала, слабоцементированные. Отмечаются редкие уплощенные гальки темно-серой глины. Алевролиты зеленовато-серые, в них значительно измняется содержание глинистой и песчаной фракций – от сильноглинистых до сильнопесчанистых. Толщина свиты изменяется от 421 м до 535 м/
Юрская система - J
Юрские отложения несогласно залегают на триасовых отложениях. Система представлена тремя отделами. Нижний и средний отделы не расчленяются.
Нижний+средний отделы - J1+2
Нерасчленённые нижний и средний отделы сложены преимущественно песчаниками кварцевого состава мелкозернистыми, содержащими гальку кремня, линзы песчаников известковистых, прослоями рыхлые. Глины зеленовато-серые, серые, тонкоотмученные. Алевролиты серые массивные и слоистые. Породы содержат многочисленные растительные обугленные остатки. Толщина отложений изменяется от 130 м до 142 м.
Верхний отдел - J3
Верхнеюрские отложения в нижней части разреза представлены преимущественно глинами и алевролитами с подчиненными прослоями песков. Верхнюю часть слагают глины темно-серые, черные, известковистые до перехода в мергели, глауконитовые. Породы содержат фауну аммонитов, пелеципод, отмечены ходы илоедов. Толщина отложений изменяется от 229 м до 242 м.
Меловая система - K
Отложения меловой системы представлены в объеме нижнего отдела.
Нижний отдел - K1
Нижний отдел представлен толщей неравномерного переслаивания песков, глин и алевролитов. Пески серые, разнозернистые, кварц-полевошпатовые с примесью гравия и гальки. Глины темно-серые, участками зеленые с глауконитом, неравномерно алевритистые, переходящие в алевролиты, участками перемятые. Алевролиты серые, зеленовато-серые полимиктовые глинистые, слабоизвестковистые, мелко-среднезернистые. По всему разрезу отмечены конкреции пирита, фауна белемнитов, пелеципод, раковинный детрит. Толщина нижнемеловых отложений изменяется от 180 м до 319 м.
Кайнозойская группа – KZ
Четвертичная система -Q
Четвертичные отложения со стратиграфическим несогласием перекрывают нижнемеловые отложения. Терригенные толщи морских, ледниковых, озерных и болотных образований имеют пестрый литологический состав (суглинки, супеси, пески с гравием и валунами, глины). Толщина отложений изменяется от 166 м до 308 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Тэдинское месторождение расположено в пределах Садаягинской ступени Хорейверской впадины.
Хорейверская впадина по поверхности карбонатных отложений нижней перми представляется в виде крупной пологой отрицательной структуры. Но впадиной её можно считать из-за окаймляющих её (в основном по разломам) резко выраженных положительных форм – Колвинского мегавала и вала Сорокина. Фактически Хорейверская впадина является моноклиналью, наклонённой к северо-западу и осложнённой рядом структур второго порядка. По поверхности фундамента Хорейверской впадине соответствует погребённый Большезхемельский свод, длительное время развивавшийся как конседиментационная положительная структура. Влияние этого погребённого палеосвода во многом определило особенности строения и осадочного выполнения впадины.
Характерной особенностью Хорейверской впадины в целом являются малоамплитудные пликативные формы, широкое распространение рифогенных построек (позднедевонского и раннепермско-позднекаменноугольного возраста). Особого внимания заслуживают зоны развития рифогенных структур позднедевонского возраста, расположенные в центральной части Хорейверской впадины. Рифогенная зона пресекает Хорейверскую впадину и Печоро-Колвинский авлакоген, подчиняясь направлению субширотной зоны разломов в фундаменте, которая, по-видимому, неоднократно подновлялась в течение палеозоя.
Рельеф дна среднефранско-фаменского палеобассейна представлял собой расчленённый терригенно-карбонатный шельф, состоящий из мелководных карбонатных банок, окружённых областями понижений либо с застойными морскими водами, либо клиноформными заполнениями. Повышенные участки карбонатных банок в периоды понижения уровня моря находились выше действия базиса волн. Мелководношельфовые обстановки чётко обособляются в разные палеогеморфологические зоны. На общую мелководность морского бассейна в пределах Хорейверской впадины указывает не только состав лито-фацальных комплексов, но и наличие регионалных пластов-коллекторов, в формировании которых основная роль принадлежала выщелачиванию или перерывам в осадконакоплении.
Формирование массивов начиналось в доманиковое или позднефранское время.
На рубеже саргаевского и доманикового времени на рассматриваемой территории началось формирование шельфовых карбонатных отложений, которые обособились в виде изолированной карбонатной платформы, окруженной более глинистыми относительно глубоководными отложениями открытого шельфа. По периферии платформы начали активно развиваться рифогенные постройки. Анализ сейсмических материалов подтверждает наличие в верхнефранском интервале аномалий типа «риф». Их рост обусловил резкую дифференциацию толщин с маломощными накоплениями в более глубоководной зоне. На Центральнохорейверском поднятии, на Тэдинской, Южно-Сюрхаратинской и других структурах, установлены биогермные массивы. Большинство исследователей подобные органогенные сооружения относили к рифам или карбонатным банкам. Исследования показали специфику строения биогенных каркасов и своеобразие биогермостроителей верхнедевонских органогенных построек, квалифицировав их как микробиальные холмы склонов карбонатных банок. Формирование рассматриваемого комплекса носило циклический характер и завершилось на рубеже франского и фаменского веков.
Нижнефаменский карбонатный комплекс, основной продуктивный интервал Тэдинского месторождения, формировался, в основном, в обстановках ограниченного шельфа. Отчетливое цикличное строение нижнеаменских отложений обусловлено сменой постепенно развивающихся регрессий вплоть до субаэральной переработки и кратковременными трансгрессиями.
В 2011 г. в результате переинтерпретации данных сейсморазведки 3D (ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка») уточнено тектоническое строение Тэдинского месторождения по опорным сейсмическим горизонтам: А-I (Р2), Ia (P1a+s), IIv (C1v), II-III (C-D3), IIIzd (D3fm1), IIIfm-III (D3fm-III), IIIfm-II (D3fm-II), IIIfm-I (D3fm-I), IIIev-lv (D3f3), IIId (D3dm), III–IV (S1-2), V (O3) [19].
Тэдинская структура представляет собой сложнопостроенную антиклинальную складку, которая объединяет серию куполовидных структур амплитудой от 10 до 40 м.
Площадь структуры по ОГ IIIfm-III в едином контуре замкнутой изогипсы минус 3140 м составляет 28,41 кв. км, амплитуда 90 м; размеры 9,5×4,7 км.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Тэдинское нефтяное месторождение расположено в центральной части Колвависовского нефтегазоносного района Хорейверской нефтегазоносной области в зоне развития карбонатных построек верхнего девона (Сюрхаратинская и Центрально-Хорейверская зоны). В этой зоне в непосредственной близости от Тэдинского открыт ряд нефтяных месторождений на Северо-Хоседаюской, Висовой, Восточно-Сихорейской, Сихорейской, Западно-Хоседаюской, Сюрхаратинской, Урернырдской, Южно-Сюрхаратинской, Верхнеколвинской, Северо-Сихорейской, Восточно-Янемдейской и других площадях.
Рис.1. Схема нефтегазогеологического районирования
Ловушки, как правило, структурные, коллектора карбонатные.
Ниже приводится краткое описание выделенных в осадочном чехле этой части Хорейверской впадины нефтегазоносных комплексов.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Нефтеносность комплекса в пределах центральной части Хорейверской впадины установлена на Восточно-Колвинском и Ошкотынском месторождениях. Здесь, в нижнесилурийских отложениях, открыты небольшие залежи нефти пластового типа, стратиграфически экранированные. Флюидоупором является региональная глинистая покрышка тиманско-саргаевского возраста. Коллектор трещинно-каверново-порового типа представлен известняками, прослоями неравномерно-глинистыми (коэффициент песчанистости 0,36; расчлененность 3), низко-среднеёмкими (пористость 7-10%, проницаемость 13-29 *10-3 мкм2), средневзвешенные эффективные толщины 6,1 - 6,9 м. Максимальный дебит в эксплуатационной колонне составил 27 м3/сут. при среднединамическом уровне 1200 м.
Нефть легкая, плотность в стандартных условиях 0,820-0,854 г/см3, малосмолистая (2,57-11,8% об), парафинистая (1,58-10,70%), среднесернистая (0,26-1,90%). Плотность пластовой нефти составляет 0,765 г/см3, динамическая вязкость незначительная – 0,55-0,56 мПа*с, объемный коэффициент – 1,31, газосодержание – 119,1 м3/т.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
В пределах центральной части Хорейверской впадины в связи с предфранским размывом отложения среднего девона отсутствуют, нижнефранские отложения представлены глинисто-алевролитовыми отложениями тиманского возраста, нефтепроявлений в пределах рассматриваемой территории не выявлено.
На Тэдинском месторождении нижнефранские отложения не вскрыты.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Промышленная нефтеносность центральной части Хорейверской впадины, в том числе Тэдинской площади, связана с органогенными карбонатами описываемого комплекса. Все открытые здесь нефтяные месторождения содержат залежи в карбонатных разностях, приуроченных к различным стратиграфическим уровням франско-фаменского возраста.
В строении НГК принимают участие отложения доманикового, ветласянского, сирачойского, евлановско-ливенского горизонтов среднего-верхнего франа, задонского, елецкого горизонтов нижнего фамена, а так же усть-печорского, зеленецкого и нюмылгского горизонтов среднего-верхнего фамена. Отложения турнейского яруса отсутствуют. Вскрытая мощность отложений нефтегазоносного комплекса на Тэдинской площади от 114 м до 158 м.
Ветласяновский и сирачойский горизонты на описываемой площади не вскрыты, евлановский + ливенский горизонты вскрыты в нескольких скважинах (максимальная вскрытая толщина 54 м в скв.40). На соседних площадях (Средне-Янемдейская, Янемдейская) ветласянский горизонт сложен депрессионными осадками, признаки нефтегазоносности не выявлены.
Сирачойский, евлановский и ливенский горизонты объединены в единую рифогенную толщу. Коллекторы представлены известняками и вторичными доломитами с реликтовой биогенной текстурой, известняками органогенно-детритовыми и онколито-оолитовыми. Основными рифостроителями являются строматопороидеи, багряные и сине-зеленые водоросли, кораллы. Пористость известняков 6 -13%, проницаемость 1 - 244 *10-3 мкм2.
Нефтегазоносность верхнефранских отложений доказана на Ошкотынской, Сюрхаратинской и Северо-Хоседаюской площадях. Покрышки локального типа, выполнены глинисто-карбонатными отложениями. Залежи пластовые, сводовые. Притоки нефти фонтанирующие и по подъему уровня от 0,4 до 178 м3/сут. Нефти в поверхностных условиях средней плотности - 0,83 - 0,87 г/см3, маловязкие: вязкость кинематическая -10 -31 мкм2/с, вязкость в пластовых условиях - 0,5 - 4,6 мПа*с, малосмолистые и смолистые (смол и асфальтенов - 2,57 - 11,80% об), малосернистые и сернистые (серы 0,26 – 1,9% об.).
Северо-западнее ЦХП в сирачойских отложениях открыто Табровояхинское нефтяное месторождение. Коллекторы представлены известняками органогенно-обломочными трещинно-каверново-порового типа с пористостью 5– 8 %, проницаемостью 99 *10-3 мкм2. Покрышка – региональная, представлена глинистыми породами евлановско-ливенского возраста. Залежь небольшая, массивная.
Нефть залежи легкая, маловязкая, парафинистая, смолистая, малосернистая. Плотность нефти в стандартных условиях 0,840 г/см3, в пластовых – 0,786 г/см3, вязкость при 20оС 9,769 мм2/с, в пластовых условиях 2,12 мПа*с, содержание парафинов составляет 4,05% вес., смол и асфальтенов 4,12% вес., серы 0,32% вес. Давление насыщения составляет 8,9 МПа, газовый фактор -52,7 м3/т.
В нижнефаменской (задонско-елецкой) карбонатной толще открыта основная часть залежей доманиково - турнейского нефтегазоносного комплекса. Это месторождения Сюрхаратинской рифовой зоны (Верхнеколвинское, Сюрхаратинское, Южно-Сюрхаратинское, Пюсейское, Урернырдское, Тэдинское, Восточно-Янемдейское месторождения), Дюсушевской рифовой зоны (месторождение им. Ардалина, Дюсушевское, Восточно-Колвинское месторождения), Центрально-Хорейверской рифовой зоны (Ошкотынское, Северо-Ошкотынское, Сихорейское, Северо-Сихорейское, Восточно-Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Юньяха-Мусюрское, Лапкотынское, Висовое, Северо-Хоседаюское месторождения).
Открытые нефтяные месторождения по величине запасов относятся к мелким и средним. Коллектора представлены органогенными известняками. Наилучшие коллектора приурочены к зонам развития карбонатных построек – «иловых холмов», сформированных в толще облекания над «ухтинскими» краевыми рифогенными зонами и банками. Открытая пористость коллекторов составляет 7-24%, проницаемость – 21 – 7247 *10-3 мкм2. Тип коллектора – каверново-поровый, трещинно-каверново-поровый, реже трещинно-каверновый. За пределами рифогенных зон качество коллекторов ухудшается: открытая пористость их составляет 6 - 13%, проницаемость – 1-9 *10-3 мкм2.
Выявленные залежи удерживаются локальными покрышками. Залежи, как правило, пластовые и пластовые сводовые. Дебиты нефти составляют от 1,3 до 612 м3/сут. (фонтанные и по подъему уровня).
На Тэдинском месторождении в нижнефаменской части разреза установлены залежи в карбонатных пластах под индексами D3fm, D3fm-III, D3fm-IIа, D3fm-II, D3fm-I (Граф. 9-11). Пласты достаточно хорошо прослеживаются (Граф. 4-6). Основные литотипы продуктивных отложений представлены водорослевыми, цианобактериальными, обломочными известняками, имеющими разнообразные структурные и текстурные характеристики.
Месторождение имеет сложный контур нефтеносности.Выделяются отдельный небольшой по площади западный блок и основная сравнительно большая структура – восточный блок, который в свою очередь разделен на северный и южный купола. Этаж нефтеносности в пределах блоков неодинаков.Наибольший этаж нефтеносности 184,3 м отмечается на южном куполе восточного блока, где все пласты продуктивны (от D3fm до D3fm-I).
Нефтяная залежь в пласте D3fm находится в толще облекания органогенного массива, нефтенасыщена на южном куполе восточного блока и в северной части центрального участка центрального блока.
На восточном блоке месторождения залежь D3fm вскрыта практически всеми скважинами южного купола (скв. 40, 42, 100, 101, 102, 103, 104, 104.2, 105, 106, 107, 110, 111, 112, 113, 115, 116, 117, 121). На северном куполе эффективные толщины не выделены. Залежь южного купола приурочена к брахиантиклинальной складке, осложненной двумя куполами, наиболее приподнятым из которых является купол в районе скважин 40, 110, 112. Залежь D3fm - пластовая, сводовая. Водо-нефтяной контакт не вскрыт. Контур нефтеносности принят по подошве нефтенасыщенных по ГИС коллекторов в скважине 104 на абсолютной отметке минус 3062,4 м. Размеры залежи 3,2 х 1,6 – 0,5 км, высота 40 м.
Наименьшую абсолютную глубину кровли залежи D3fm установила скв.110 (минус 3022,2 м), средняя глубина залегания кровли минус 3042 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 0,7 (скв.135) до 4,4 м (скв.106). Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи составляет 1,8 м.
Коэффициент пористости варьирует от 0,074 до 0,154 при средневзвешенном значении 0,119. Проницаемость изменяется от 0,61 до 348,5*10-3 мкм2 при средневзвешенном значении 49,1*10-3 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности колеблется в интервале 0,758-0,953 при средневзвешенном значении 0,880.
Притоки нефти в эксплуатационной колонне получены в скв. 40. Дебит нефти при испытании в колонне составил 56 т/сут. при депрессии на пласт 9,6 МПа, после СКО - 42 т/сут. через 8 мм штуцер.
Дегазированная нефть залежи D3fm характеризуется плотностью 0,922 г/см3, вязкость в условиях пласта – 6,8 мПа*с; содержание смол в среднем составляет – 7,7%, асфальтенов – 14,85%, парафина – 5,95%, серы – 2,76% . В пластовых условиях давление насыщения нефти газом в среднем составляет 10 МПа при пластовом давлении 32,5 МПа и температуре 750С.
Залежь эксплуатируется совместно с пластом D3fm-III в скважинах 40 и 42.
Залежь D3fm-IIа установлена на западном блоке (скв.1, 131, 132, 132д, 133), южном куполе восточного блока (скв.40, 42, 100, 101, 102, 104.2, 106, 107, 110, 11, 112, 113, 115, 116, 117, 121) и в виде небольших куполов в одиночных скважинах: в скв.41, 123 и 134.
На западном блоке уровень подсчёта запасов залежи принят на абсолютной отметке минус 3186,6 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине 132). Наименьшую абсолютную глубину кровли залежей установила скв.131 (минус 3150,7 м); средняя глубина залегания кровли минус 3164 м. Размеры залежи пласта D3fm-IIa на западном блоке составляют – 0,7×0,5 км, высота - 35,9 м. Тип залежи – пластовая. Залежь имеет единый ВНК с залежью D3fm-III и совместно разрабатывается.
Параметры, характеризующие качество коллектора залежи D3fm-IIa, рассчитаны по материалам ГИС для совместного представления на западном блоке двух залежей D3fm-III, D3fm-IIа, на восточном – самостоятельной залежи. Коэффициент пористости изменяется в пределах 0,069 – 0,147, составляя в среднем для западного блока 0,103, для восточного – 0,138, средний коэффициент нефтенасыщенности - 0,852 (западный блок), 0,695 (восточный блок), проницаемости - 0,026*10-3 мкм2 (западный блок), 0,057*10-3мкм2 (восточный блок).
На южном куполе восточного блока ВНК принят на отметке минус 3147 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скв.113). Залежь двухкупольная, пластовая сводовая. Размеры залежи – 3,2×0,3-1,5 км. Наименьшую абсолютную глубину кровли залежи установила скв.110 (минус 3107 м); средняя глубина залегания кровли минус 3128 м. Высота залежи составляет 40 м.
В скв.123 в северной части центрального участка небольшая (0,7×0,5 км) сводовая залежь высотой 18 м оконтуривается по подошве нефтенасыщенного коллектора также на отметке минус 3147 м.
В скв.41 небольшая (0,8×0,9 км) залежь находится в сводовой части пласта, водо-нефтяной контакт принимается одинаковым с залежью D3fm-III на уровне минус 3128 м, высота залежи 7 м.
В скв.134 подошва нефтенасыщенного коллектора находится на глубине минус 3145 м. При этом высота залежи составит всего 3,1 м, размеры куполка -0,4×0,4 км.
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина по залежи «D3fm-IIа» составляет 12,4 м. Диапазон изменения нефтенасыщенных эффективных толщин на западном блоке от 8,5 (скв.133) до 15,6 м (скв.1), на южном куполе восточного блока - от 1,4 м (скв.42) до 17,1 м (скв.101, 115). Эффективная толщина в скв.41 – 7,8 м, в скв.123 – 11,0 м, в скв. 134 – 3.1 м.
Средневзвешенные значения коэффициентов, характеризующих коллектор залежи, имеют следующие значения: коэффициент пористости 0,138, коэффициент нефтенасыщенности - 0,695, проницаемость - 57*10-3 мкм2.
На западном блоке наибольший приток нефти в эксплуатационной колонне получен в скв.1, дебит нефти составил 216 т/сут. на штуцере 8 мм, на южном куполе восточного блока наибольший притоки нефти составил 134 т/сут. через 10 мм штуцер (скв.40).
Дегазированная нефть для объединённых залежей в пластах «D3fm-III+IIа» (западный блок) характеризуется плотностью 0,875 г/см3; вязкость в условиях пласта – 2,0 мПа*с; содержание смол в среднем составляет – 10,2 %, асфальтенов – 2,9 %, парафина – 7,5 %, серы – 1,8 % .В пластовых условиях давление насыщения нефти газом в среднем составляет 12,4 МПа при пластовом давлении 32,6 МПа и температуре 78,2 0С.
Разгазированная нефть самостоятельной залежи в пласте «D3fm-IIа» на южном куполе восточного блока характеризуется плотностью 0,926 г/см3; вязкость в условиях пласта – 10,08 мПа*с; содержание смол в среднем составляет – 14%, асфальтенов – 13,9%, парафина – 15,1%, серы – 2,6%. В пластовых условиях давление насыщения нефти газом в среднем составляет 10,3 МПа при пластовом давлении 32,6 МПа и температуре 75,6 0С.
Залежь D3fm-II установлена на южном куполе восточного блока, который в свою очередь осложнен двумя еще двумя куполовидными поднятиями: купол -1 (район скв.40) и купол- 2 (район скв.100).
ВНК залежи на южном куполе 1 принят на абсолютной отметке минус 3147 м (нижние дыры перфорации в скв.40). Наименьшую абсолютную глубину кровли залежей установила скв.110 (минус 3127,5 м); средняя глубина залегания кровли минус 3137 м. Высота залежи составляет 20 м; размеры – 1,1×1,0 км. Тип залежи - неполнопластовая сводовая.
Скважинами вскрыты нефтенасыщенные толщины от 2,8 м (скв. 111) до 14,2 м (скв. 110). Нефтенасыщенная часть пласта сложена 1-4 проницаемыми прослоями толщиной 0,9-13,1 м.
Средневзвешенные значения коэффициентов, характеризующих коллектор залежи, имеют следующие значения: коэффициент пористости 0,09 дол.ед, коэффициент нефтенасыщенности - 0,74 дол.ед, проницаемость - 17,5*10-3 мкм2.
На южном куполе 2 ВНК принят на отметке минус 3154 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скв.121). Наименьшую абсолютную глубину кровли залежи установила скв.101 (минус 3140 м); средняя глубина залегания кровли минус 3147 м. Высота залежи составляет 30 м, размеры – 0,95´0,7 км. Тип залежи - неполнопластовая сводовая.
В контуре нефтеносности пласта D3fm-II находятся 3 скважины (скв. 121, 101 и 102) вскрывшие нефтенасыщенные толщины от 3,7 до 11,1 м. Нефтенасыщенная часть пласта сложена 1-3 проницаемыми прослоями толщиной 1,3-6,4 м.
Средневзвешенные значения коэффициентов, характеризующих коллектор залежи, имеют следующие значения: коэффициент пористости - 0,09, коэффициент нефтенасыщенности - 0,79, проницаемость - 57,6*10-3 мкм2.
Приток нефти в эксплуатационной колонне получен в скв.40, дебит нефти составил 124 т/сут. через штуцер 8 мм.
В пластовых условиях давление насыщения нефти газом в среднем составляет 11,4 МПа при пластовом давлении 34 МПа и температуре 750С. Дегазированная нефть характеризуется плотностью 0,859 г/см3; вязкость в условиях пласта – 2,09 мПа*с; содержание смол в среднем составляет – 3,98%, асфальтенов – 5,41%, парафина – 6,9%, серы – 1,83%.
Залежь D3fm-I установлена на южном куполе восточного блока. В контуре залежи находятся скв. 40, 101,104/2, 110, 111, 112, 115, 121.
ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 3207 м (кровля водонасыщенного коллектора в скв. 112). Наименьшую абсолютную глубину кровли залежей установила скв.110 (минус 3180,5 м); средняя глубина залегания кровли минус 3194 м. Залежь характеризуется как массивная (неполнопластовая) сводовая. Высота залежи составляет 31 м, размеры – 3,4´0,25-1,5 км.
Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам изменяются от 1,6 (скв. 116) до 20,2 м (скв. 110). В продуктивной части данного пласта прослеживается от 6 до 14 проницаемых пропластков. Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,2 м.
Средневзвешенные значения коэффициентов, характеризующих коллектор залежи, имеют следующие значения: коэффициент пористости 0,11, коэффициент нефтенасыщенности - 0,84, проницаемость - 136,2*10-3 мкм2.
Приток нефти в эксплуатационной колонне, полученный в скв.40, составил 1450 т/сут. через НКТ 62 мм, в скв. 101 дебит притока нефти составил 191 т/сут. через штуцер 12,1 мм.
Дегазированная нефть залежи в пластеD3fm-I характеризуется плотностью 0,860 г/см3; вязкость в условиях пласта – 1,65 мПа*с; содержание смол в среднем составляет – 11,37%, асфальтенов – 1,19%, парафина – 7,1 %, серы – 1,39%. В пластовых условиях давление насыщения нефти газом в среднем составляет 11,5 МПа при пластовом давлении 33,6 МПа и температуре 76,90С.
Визейско-нижнепермский карбонатный НГК
Нефтеносность комплекса связана с карбонатными фациями нижне- и среднекаменноугольного, ассельско-сакмарского и артинского ярусов нижней перми. В пределах центральной части Хорейверской впадины, где расположено Тэдинское месторождение, залежи нефти и газа в описываемом комплексе не обнаружены.
Залежи нефти выявлены южнее на Северо-Хаяхинском (Р1, С3), Веякошорском (С2b, С2+3, Р1a+s, Р1а), Мусюршорском (Р1) месторождениях.
В пределах Центрально-Хорейверской зоны нефтепроявления отмечены на нескольких площадях.
В подангидритовых известняках и доломитах нижнего карбона по керну отмечено нефтенасыщение в скв.50 на Сихорейской и скв.10 на Западно-Хоседаюской площадях. При опробовании КИИ-146 притока не получено. Протвинские отложения по ГИС обводнены повсеместно.
На Восточно-Колвинском месторождении в скважине 50 в средне-верхнекаменноугольных отложениях по трещинам в керне отмечен запах нефти. При испытании этого интервала получен приток минерализованной воды дебитом 30 м3/сут. Водонасыщенность средне-верхнекаменноугольных отложений установлена на Сюрхаратинской, Ошкотынской, Восточно-Колвинской, Северо-Хоседаюской площадях.
Севернее Центрально-Хорейверской зоны развития верхнедевонских рифов по материалам сейсмических работ выявлена зона развития карбонатных построек ассельско-сакмарского возраста северо-восточного простирания. Наличие построек подтверждено бурением на ряде площадей: Восточно-Ханчаргинской, Вангурейяхинской, Харейсинской, Садаягинской площадях. Здесь породы-коллекторы представлены биогермными и органогенно-детритовыми разностями с хорошими коллекторскими свойствами: пористостью 7-23%, проницаемостью до 463 *10-3 мкм2.
По данным бурения рифогенные постройки в ассельско-сакмарских отложениях нижней перми обводнены. В скв.22 Вангурейяхинской в керне поднят известняк с запахом нефти. При опробовании КИИ-146 получен приток пластовой воды дебитом 354 м3/сут по подъему уровня (скв.22 Вангурейяхинская).
Породы-коллекторы артинского возраста представлены терригенно-карбонатными разностями с плохими коллекторскими свойствами. При опробовании этих отложений на ряде площадей ЦХП притока не получено.
Восточнее, ближе к валу Сорокина, при испытании карбонатно-терригенного пласта в кровле артинских отложений на Тюлисейской площади получен приток нефти дебитом 1,2 м3/сут. Нефть тяжелая (плотность 0,915 г/см3), высокосернистая (2,3%), вязкость при 200С составляет 89 мкм2/сек.
На Тэдинской площади по заключению ГИС пласты, выявленные в разрезе визейско-нижнепермского карбонатного комплекса, либо обводнены, либо заглинизированы, поэтому в процессе бурения не были опробованы.
Нижнее-верхнепермский терригенный НГК
Представлен отложениями кунгурского яруса нижней перми и неразделенными верхнепермскими отложениями. Признаки нефтенасыщения в виде выпотов в керне отмечаются на площадях, примыкающих к валу Сорокина: на Тюлисейской, Восточно-Хорейверской, Оленьей. При опробовании здесь получены притоки воды дебитами от 8 до 80 м3/сут с пленкой нефти (до 12%). Коллектора представлены высокоемкими песчаниками, связанными с песчаными телами речного генезиса. Открытая пористость достигает 23%, проницаемость – до 285 *10-3 мкм2.
Признаки нефтенасыщения пермских терригенных коллекторов в пределах Центрально-Хорейверской зоны обнаружены только на Северо-Хоседаюской площади, где из кунгурских отложений подняты в керне нефтенасыщенные песчаники.
На Тэдинском месторождении признаков нефтеносности в верхне-нижнепермских терригенных отложениях не установлено. При опробовании в процессе бурения в скважине 1 верхнепермских отложений в интервале 1950-2017 м получен приток минерализованной воды дебитом 123,6 м3/сут по подъему уровня.
Триасовый терригенный НГК
Представлен в полном стратиграфическом объеме. Выделенные в разрезе песчаные пласты-коллекторы по ГИС характеризуются как водонасыщенные или с неясным характером насыщения. Коллектора аллювиального происхождения, высокоемкие с пористостью 18-25%, проницаемостью до 200 *10-3 мкм2.
На Сюрхаратинской площади в скважине 3 по керну отмечены прослои песчаников с черной вязкой нефтью по порам и ее выпотам на поверхности наслоения, при испытании была получена минерализованная вода с нефтью дебитом 5,94 м3/сут., нефти 9%.
На Тэдинском месторождении признаков нефтегазоносности в триасовом НГК не установлено. При опробовании в скв.43 базального пласта в отложениях чаркабожской свиты нижнего триаса получен приток пластовой воды дебитом 1008 м3/сут. при среднединамическом уровне 1588 м.
Характеристика залежи нефти пласта D3fm-III
Залежь нефти в пласте D3fm-III имеет наибольшее по площади распространение и является основной.
Продуктивная нижнефаменская толща имеет зональную аргиллитовую покрышку толщиной до 50 м в подошве среднефаменских отложений (усть-печорский горизонт).
Покрышкой для залежи D3fm-III служит пачка аргиллитов и глинистых известняков толщиной 18-25 м, подстилающая пласт D3fm.
Со времени последнего оперативного подсчета запасов нефти и растворенного газа на Тэдинском месторождении (2006 г.) пробурено 30 эксплуатационных скважин, что позволило значительно детализировать строение залежи.
Таким образом, всего на месторождении пробурено 50 скважин, из которых 49 скважины находятся в контуре нефтеносности залежи D3fm-III. Скв 43 вскрыла пласт в зоне контакта нефть-вода.
Залежь пласта D3fm-IIIимеет сложную конфигурацию, осложнена куполами, ограничена со всех сторон контуром нефтеносности и классифицируется как пластовая сводовая. Размеры составляют: длина 1,75–6,8; ширина 2,0–5,75 км.
Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов пласта D3fm-III, карте эффективных нефтенасыщенных толщин и геологических разрезах продуктивных нижнефаменских отложений (граф. прил. 9-12, папка 1).
Нефтеносность пласта D3fm-III впервые установлена в 1989 году в процессе опробования поисковой скв. 41 из интервала 3160 – 3164 м был получен приток нефти расчетным дебитом 108 м3/сут при депрессии 17,5 МПа.
Абсолютные глубины вскрытия кровли пласта скважинами от минус 3047,4 м (скв.110) до минус 3126,2 м (скв.43).
Подошва нефтенасыщенного по ГИС коллектора изменяется от минус 3130,7 (скв. 43) до минус 3136,6 (скв. 143). Кровля водонасыщенных известняков изменяется по скважинам от минус 3135,4 до минус 3138,9 м.
Общая толщина пласта D3fm-III выдержана по площади, изменяется по скважинам незначительно в пределах 50,8 (скв.154) – 63,5 м (скв.43), составляя в среднем 58,0 м.
Выделенные по заключению ГИС пласты в скважинах, вскрывших пласт полностью, имеют эффективную нефтенасыщенную толщину от 3,4 в скв.43 до 47,2 в скв.115. При этом доля коллекторов в общей толщине залежи составляет в среднем 64%. В общей толщине пласта наблюдается от 2 до 13 проницаемых пропластков, коэффициент расчлененности равен 8,8. Закономерностей в распределении эффективных толщин по площади не наблюдается, по разрезу наибольшие эффективные толщины расположены в срединной и подошвенной части пласта.
Водонасыщенный коллектор вскрыт в 11 скважинах. Вскрытые толщины изменяются в пределах 3,4-50,8 м.
В процессе опробования и исследования скважин фонтанные притоки нефти составили от 44,2 до 250,6 м3/сут на 8 мм штуцере штуцере при депрессиях 2,0 – 4,15 МПа. При этом коэффициенты продуктивности для чисто нефтяных притоков изменяются в пределах 22,6 – 109,3 м3/сут/МПа, составляя в среднем по залежи 29,8 м3/сут/МПа. Начальное пластовое давление на уровне ВНК составляет в среднем 31,9 МПа (близко к гидростатическому), начальная температура – 77,20С.
В новых скважинах 128, 134 и 143 из нижних нефтенасыщенных коллекторов по ГИС на абсолютных отметках минус 3127,1; 3126,7 и 3127,8 м, соответственно, в результате опробований в колонне получены безводные притоки нефти. В скв. 114, 118, 123, 126, 137 во вскрытой части разреза по ГИС выделены нефтенасыщенные коллектора на более высоких гипсометрических отметках, из которых при опробовании перфорированных интервалов получены притоки нефти.
Однако в скв. 141 из интервала перфорации с абсолютной отметкой нижнего отверстия минус 3135,2 м получена нефть с незначительным присутствием пластовой воды (обводнённость 1,4 %). По ГИС выделенный коллектор (абс.отм. минус 3129,3-3138,9 м) разделяется по уровню УЭС на нефтенасыщенную и водонасыщенную части на отметке минус 3136,0 м. Верхний прослой характеризуется УЭС по ИК 34-40 Омм, нижний 7-10 Омм.
Источник: Оперативный подсчёт запасов УВ пласта Dзfm Тэдинского нефтяного месторождения. Лицензия НРМ 14525 НЭ. Дополнительное соглашение № 152/2010 к рамочному договору № НИР-080043/08Y1575. Аксеновская С.В., Юрьева З.П., Куранов Ю.В., и др. 2012
Следующее Месторождение: Пономаревское