Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2001
Источник информации: ПП_2021г. (неточная привязка)
Метод открытия:
Площадь: 21.45 км²
Щельяюрское месторождение
В административном отношении Щельяюрское месторождение находится на территории Ижемского района Республики Коми в 8 км к юго-западу от поселка Щельяюр.
Ближайшими железнодорожными станциями являются ст. Ираель (132 км) и Зеленоборск (130,4 км), связанные дорогами круглогодичного действия с с. Ижма, п. Щельяюр. Путями сообщения служат так же реки Печора, Ижма. Нефтепровод находится в непосредственной близости от месторождения.
Собственные источники электроснабжения, теплоснабжения и топливоснабжения в районе отсутствуют. Магистральный нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль и линия электропередач 220V Печора-Ухта проходят вдоль Северной железной дороги Москва-Воркута в 70 км к юго-востоку от района работ.
В непосредственной близости от Щельяюрского месторождения расположены Южно-Низевое (в 29,6 км к северо-западу), Низевое (в 30,4 км к северо-западу), Макаръельское (в 19,5 км к северу), Демаельское (в 36,6 км к юго-востоку), Южно-Седмесское (в 63 км к юго-юго-востоку), Верхневольминское (в 27 км к северу) нефтяные месторождения, находящиеся на различных стадиях освоения.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится в соответствии с унифицированной схемой Тимано-Печорской провинции по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований скважин Щельяюрского месторождения и соседних площадей: 1-Демаель, 1-Брыкаланская, 1-Усть-Цильма, 1-Кипиево, 1-Восточный-Щельяюр, 1-Низевая, 3-Низевая, 1-Макарьельская.
Максимальная толщина разреза вскрыта на востоке Щельяюрской площади в параметрической скважине 1-ВЩ (3382 м), в которой вскрыты отложения венда.
Протерозойская группа – PR
Породы фундамента вскрыты скважинами 1-Кипиево, 1-Усть-Цильма, 1-Восточный-Щельяюр, 3-Низевая, литологически представлены сланцами различных типов (алевросланцы, туфосланцы, глинистые сланцы). Возраст определен как венд-кембрий, в скважине 1-Восточно-Щельяюр установлена кора выветривания.
Вскрытая толщина отложений составляет 317 м.
Палеозойская группа – РZ
Палеозойские отложения на территорииИжма-Печорской впадины слагают нижнюю часть осадочного чехла, и включают в себя отложения ордовикской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
Ордовикская система – О
В основании осадочного чехла со стратиграфическим и угловым несогласием на подстилающих породах протерозоя залегают отложения ордовикской системы в объеме седъельской и нибельской свит нижнего отдела.
Отложения седъельской свиты представлены песчаниками: в нижней части - красноцветными полимиктовыми, в верхней части - белыми кварцевыми. Толщина седъельской свиты в скважине 1-ВЩ составляет 398 м. Отложения нибельской свиты слагают 3 пачки (снизу-вверх): розовых песчаников, аргиллитовая и песчано-аргиллитовая. Толщина нибельских образований в скважине 1-ВЩ составляет 370 м. К западному борту Ижма-Печорской синеклизы толщина нижнеордовикских отложений сокращается от 836 м (скв. 10-Пычская) до 695 м (скв. 3-Низевая) и 768 м (скв.1-В.Щельяюр).
Девонская система – D
Отложения девонской системы, представленные в объеме верхнего отдела, залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях ордовика.
Верхний отдел - D3
Верхнедевонские отложения представлены в объеме франского и фаменского ярусов.
Франский ярус - D3f
В составе франского яруса выделяются средний и верхний подъярусы. Отложения нижнего франа на исследуемой площади отсутствуют.
Среднефранский подъярус - D3f2
Средний подъярус выделен в составе саргаевского и доманикового горизонтов.
Саргаевский горизонт представлен глинистыми известняками. Толщина отложений составляет 28 м.
Доманиковый горизонт. На кривых ГИС доманиковые отложения характеризуются высокоомными значениями КС и резким перепадом на минимум значений гамма-активности.
В пределах исследуемого района горизонт имеет сложное строение и характеризуется сильной латеральной изменчивостью. В нем выделяется, по меньшей мере, три основных типа разреза, формирование которых обусловлено различными фациальными обстановками осадконакопления в пределах доманикового палеобассейна: в условиях мелководного шельфа, окраины шельфа и глубокого шельфа.
Первый, “депрессионный”, тип разреза, вероятно, распространен на западе Шельяюрской площади, но бурением не изучен. Ближайшая скважина, вскрывшая глубоководные отложения, представленные кремнисто-глинисто-карбонатными битуминозными отложениями толщиной 28 м, это скважина 1-Ижма.
Второй, “рифогенный” представлен зарифовыми, собственно рифовыми, предрифовыми отложениями. Рифовый тип вскрыт на Щельяюрской, Низевой, Макарьельской, Демаельской, Восточно-Щельяюрской, Южно-Пычской площадях и сложен известняками пористо-кавернозными, органогенными.
Третий, шельфовый тип разреза распространен восточнее исследуемого района и вскрыт скважинами на Чулейской и Двойниковой площадях. Отложения представлены плотными слоистыми известняками с отдельными пластами обломочных карбонатных пород-коллекторов.
В скважинах 1-ВЩ и 14-ВЩ вскрыт полный разрез доманиковых отложений толщиной 129 м. В скважинах 13, 15, 16, 19 и 20 вскрыта только верхняя часть доманикового разреза (21-52 м).
Коллекторы в скважинах 13, 15, 16, 19 и 20 в верхней части разреза являются промышленно нефтеносными.
Керном разрез охарактеризован в скважинах 13, 15 (д. 5-7), 16 (д. 4-6) и 20 (д. 5).
По описанию керна толща представлена известняками с маломощными прослоями мергеля, алевролита и аргиллита. Известняки органогенно-обломочные светло-серые с коричневым оттенком, мелко- и среднекристаллические, неравномерно долмитизированные, участками глинистые, перекристаллизованные, плотные, массивные, крепкие, пористо-кавернозные, с кавернами от 0,8 до 2-5 см, заполненными кальцитом и нефтью, разнонаправлено трещиноватые, трещины иногда в виде стилолитовых швов, часто керн в виде щебени. Эти образования характерны для отложений рифового массива.
К кровле доманиковых отложений приурочен ОГ IIIf2(D3f2-3).
Верхнефранский подъярус - D3f3
Образования верхнефранского подъяруса представлены в объеме ветласянского, сирачойского и евлановско-ливенского горизонтов. Литологически разрез сложен глинистыми терригенно-карбонатными породами, сформированными в условиях мелководного шельфа. Они согласно залегают на глубоководно-шельфовых карбонатных образованиях доманика.
Ветласянский горизонт представлен аргиллитами серыми, от светло до темно-серыми, зеленовато-серыми, прослоями черные, известковистыми, горизонтально-тонкослоистые, слоистость обусловлена чередованием субгоризонтальных прослоев мощностью 0,5-5 мм по-разному обогащенных карбонатным веществом (до более светлых глинистых мергелей). Порода массивная, плотная, с зеркалами скольжения. Керном разрез охарактеризован в скважинах 15 (д. 4) и 16 (д. 3).
Толща служит покрышкой для нижезалегающих продуктивных отложений. Толщина горизонта составляет 8-10 м.
Сирачойский горизонт сложен терригенно-карбонатной толщей и представлен переслаиванием известняков, аргиллитов, алевролитов и мергелей. Отмечены редкие остатки фауны средней и плохой сохранности (кораллы, криноидеи?) (скв.16 д. 1). Керном разрез охарактеризован в скважинах 15 (д. 3, 4), 16 (д. 1, 2) и 20 (д. 3, 4).
Известняки серые и зеленовато-серые, неравномерно глинистые и частично доломитизированные, скрыто и мелкокристаллические, массивные, плотные, крепкие, с включениями ангидрита, участками пористые и нефтенасыщенные.
Аргиллиты серые, от светло до темно-серых и зеленовато-серые, иногда вишнево-бурые, тонкоплитчатые до листоватых, неравномерно алевритистые, местами известковистые, горизонтально-тонкослоистые, массивные.
Алевролиты серые, светло-серые, зеленовато-серые, кварц-полимиктового типа, с различной примесью песчаного материала, по плоскостям наслоения нередко растительный детрит, плотные, крепкие.
Мергели темно-серые, буровато-серые, горизонтально-тонкослоистые, плотные, с включениями органики.
На Щельяюрской площади в данном интервале разреза по данным ГИС и результатам опробования прослеживаются пласты известняков с хорошими коллекторскими свойствами, из которых нижний пласт (I) промышленно нефтеносный. Толщина пласта составляет 4-6 м. Нефтенасыщенные коллекторы установлены в скважинах 13, 15, 16, 19 и 20. В скважинах 1-ВЩ и 14-ВЩ проницаемые известняки замещены на плотные непроницаемые разности.
Толщина сирачойских отложений составляет 47-51 м.
Евлано+ливенский горизонты сложены переслаиванием аргиллитов темно-серых, тонко слоистых, алевролитов глинистых, слабо доломитистых, тонкоплитчатых и песчаников серых до светло-серых, тонкозернистых, с мелким углефицированным растительным детритом, слабо известковистых, доломитистых.
Толщина горизонта изменяется от 65 до 70 м.
Фаменский ярус - D3fm
В составе фаменского яруса в Ижма-Печорской впадине присутствует только нижний подъярус. Средний и верхний подъярусы на территории Ижма-Печорской впадины размыты. Отложения нижнефаменского подъяруса выделены в объеме волгоградского и задонско+елецкого горизонтов. Толща сложена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, известковистых глин и известняков.
Толщина отложений изменяется от 71 до 87 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольные отложения на территории Ижма-Печорской впадины имеют преимущественно карбонатный и терригенно-карбонатный состав. В основании отмечается региональный перерыв в осадконакоплении. Каменноугольные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях фаменского яруса и представлены в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Толщина каменноугольной системы составляет 407-460 м.
Нижний отдел - С1
Формирование осадков нижнекаменноугольного возраста происходило в условиях трансгрессивно-регрессирующего мелководного морского бассейна, с чем связано отсутствие турнейских и нижней части визейских отложений.
На Щельяюрской структуре нижнекаменноугольные отложения представлены визейским (верхняя часть) и серпуховским ярусами. Разрез слагают известняки серые, перекристаллизованные, плотные с прослоями глин. В нижней части преобладают глинисто-терригенные отложения.
Толщина отложений изменяется от 84 до 118 м.
Средний отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения выделены в объеме башкирского и московского ярусов и представлены известняками серыми, светло-серыми, неравномерно доломитизированными, мелко и среднекристаллическими, массивными, плотными, крепкими, трещиноватыми, с прослоями глин темно-серых, неравномерно известковистых, с включениями ангидритов и доломитов серых, микротрещиноватых (скв. 15, д.1).
Толщина отложений изменяется от 222 до 246 м.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольные отложения литологически представлены известняками серыми с коричневатым оттенком, органогенно-обломочными, доломитизированными, перекристаллизованными, с включениями ангидритов.
Толщина отложений изменяется от 67 до 130 м.
Пермская система – Р
Пермская система представлена нижним и верхним отделами. Отложения залегают со стратиграфическим несогласием на нижнекаменноугольных отложениях и перекрываются терригенными отложениями нижнего триаса.
Толщина пермских отложений составляет 640-656 м.
Нижний отдел – Р1
Нижний отдел представлен в объеме ассельско-сакмарского и артинско-кунгурского ярусов. Толщина нижнепермских отложений 318-344 м.
Ассельский+сакмарский ярусы - Р1as+s
Отложения ассельского яруса сложены доломитами тонкозернистыми с буроватым оттенком, известняками мелкозернистыми, участками кавернозными, трещиноватыми, с включением ангидритов и гипса.
Разрез сакмарского яруса представлен переслаиванием известняков доломитизированных и доломитов. Керн в скважине 20 (д.2) представлен доломитами серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, скрытокристаллическими, неравномерно пористо-мелкокавернозными, трещиноватыми, с включениями ангидрита и пирита.
Толщина ассельско-сакмарских отложений составляет 207-241 м.
Артинский+кунгурский ярусы – Р1ar+k
Отложения артинского яруса представлены переслаиванием известняков, доломитов, аргиллитов, с прослоями глин, с включениями ангидритов. Керн в скважине 20 (д.1) представлен доломитами серыми, темно-серыми, скрыто-тонкокристаллическими, плотными, мелкокавернозными, трещиноватыми, крепкими, участками глинистыми, переходящими в мергель, с включениями ангидрита и пирита.
Кунгурская толща представлена переслаиванием аргиллитов серых, темно-серых, плотных, доломитов серых, скрытокристаллических и известняков темно-серых с прослоями глин, с включениями ангидритов.
Толщина отложений составляет 103-115 м.
Верхний отдел – Р2
Верхнепермские отложения представлены в объеме уфимского и нерасчлененных казанского и татарского ярусов.
Толщина отложений верхней перми составляет 302-322 м.
Уфимский ярус – Р2 u
Разрез уфимского яруса представлен неравномерным переслаиванием глин буровато-коричневых, алевролитов глинистых и песчаников полимиктовых, мелкозернистых, серых.
Толщина яруса составляет 107-119 м.
Казанский+ татарский ярусы –P2 kz+t
Разрез сложен переслаиванием песчаников полимиктовых, мелкозернистых, серых, зеленовато-серых, глинистых, алевролитов и глин пестроцветных, алевритистых с прослоями мергелей и известняков глинистых.
Толщина отложений составляет 183-206 м.
Мезозойская группа – MZ
В мезозойских отложениях выделяются отложения триасовой, юрской и меловой систем. Толщина мезазойской группы составляет 790-813 м.
Триасовая система – Т
Одной из характерных особенностей разреза триасовой системы является крупный перерыв в основании, сопровождавшийся извержениями вулканов, зафиксированных покровами базальтов в основании триасовых отложений. В триасовой системе широко распространены красноцветные и пестроцветные отложения, формировавшиеся в аллювиальных долинах, дельтах, озерно-болотных условиях.
Толщина отложений триасовой системы составляет 370-386 м.
Нижний отдел – Т1
Отложения нижнего отдела представлены глинами темно-серыми, желтовато-коричневыми с подчиненными прослоями песчаников полимиктовых мелко-среднезернистых, слюдистых, алевролитов глинистых.
Толщина отложений составляет 225-257 м.
Средний + верхний отделы – Т2+3
Разрез сложен переслаиванием песчаников полимиктовых, зеленовато-серых, мелко-среднезернистых и глин серых, зеленовато-серых, плотных.
Толщина средне-верхнетриасовых отложений составляет 121-150 м.
Юрская система – J
В юрских отложения, залегающих со стратиграфическим несогласием на верхнетриасовых породах выделяется нерасчлененная толща нижнего и среднего отделов, а также верхнего отдела.
Отложения нижнего и среднего отделов представлены песчаниками мелкозернистыми, рыхлыми, песками кварцевыми, глинами серыми, темно-серыми, известковистыми, неравномерно алевритистыми.
Литологически разрез верхнего отдела сложен глинами с прослоями песчаников. Глины серые и темно-серые, плотные, неравномерно известковистые. Песчаники серые, мелкозернистые.
Толщина юрской системы составляет 269-285 м.
Меловая система – К
Меловые отложения представлены только нижним отделом, который представлен переслаиванием алевролитов, глин и серых песчаников.
Толщина отложений составляет 66-95 м.
Кайнозойская группа – КZ
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы с большим стратиграфическим перерывом перекрывают меловые отложения и представлены супесями, суглинками, серыми и темно-серыми, гравием и галькой.
Толщина отложений составляет 101-129 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Щельяюрская структура расположена в пределах Ижемской ступени Ижма-Печорской синеклизы.
Ижемская ступень в современном структурном плане сложена отложениями палеозоя и мезозоя, полого погружающимися в восточном и северо-восточном направлениях. Для осадочной толщи характерна брахиантиклинальная и куполовидная складчатость, сформированная различными седиментационными и тектоническими процессами.
К началу верхнего ордовика на данной территории располагалась впадина субмеридионального простирания, заполненная континентальными красноцветными терригенными осадками нижнего ордовика толщиной до 1047 м (скв. 1-Верхневольминская). В период со среднего ордовика по начало верхнего девона на площади преобладали восходящие движения, результатом чего явилось отсутствие этих отложений по тиманские включительно.
С начала саргаевского времени в результате резкого погружения территории в условиях морского осадконакопления по доманиковое время включительно в юго-западной части Ижемской ступени существовала некомпенсированная глубоководная впадина, окаймляемая с востока и севера извилистой полосой барьерных рифов, за которой осадконакопление протекало в шельфовых условиях.
В последующий период верхнефранского и раннефаменского времени на площади осадконакопление протекало в шельфовых или близких к прибрежным условиям. В предвизейское время территория подвергалась значительным восходящим движениям, что обусловило полный размыв турнейских, верхне- и среднефаменских отложений и в значительной степени размыв нижнефаменских отложений. Наиболее полные разрезы верхнего девона отмечаются в юго-восточной части территории, наименее - в северо-западной. В последующий период данная территория подвергалась, в основном, нисходящим движениям с накоплением значительных осадков, начиная с визейского времени по мезозойское включительно.
Основные перспективы нефтеносности исследуемой площади связаны с погребенными структурами, приуроченными к зоне барьерных рифов доманикового периода и сирачойского возраста в их облекании.
По результатам проведенных сейсмических исследований и редкой сети скважин параметрического, поискового и разведочного бурения по отражающему горизонту III f1-2 (D3f1-2) Ижемская ступень представляет собой террасовидное погружение западного борта Ижма-Печорской синеклизы, при этом наиболее приподнятая западная часть имеет абсолютные отметки от минус 1800 м, а более погруженная северо-восточная до минус 2500 м. Благоприятным фактором для формирования ловушек УВ в доманиковых рифогенных отложениях в пределах Ижемской ступени является то, что глубоководные склоны рифов в целом обращены на юго-запад, т.е. в сторону регионального подъема территории. Как показали сейсмические исследования и проведенное бурение, выявленные локальные структуры представляют собой брахиантиклинальные складки иногда с изометрической формой, которые имеют небольшие размеры от 1 до 9 км, преимущественно при ширине до 1,5 км, амплитудой 15-40 м, крутые склоны, обращенные к глубоководной впадине и более пологие в сторону, обращенную к зоне палеошельфа.
Щельяюрское поднятие прослежено по всему осадочному чехлу и фундаменту. Изучено результатами сейсморазведочных работ 3D, проведенных в 2001-2003 гг. на Щельяюрской и Восточно-Щельяюрской площадях (c/п 12/02, Карпюк Т.А., 2003), в 2003-2004 гг. - на Южно-Щельяюрской площади и речной сейсмической съемки 2D МОГТ на Осиновой и Щельяюрской площадях, проведенной в 2004-2005 г. (с/п 1710, СК «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед» Петрова И.В., Малышева Е.О. и др., 2005). Согласно детальным работам в пределах рассматриваемой площади прослежены отражающие горизонты Is (P1s), II-III (C-D), IIIf2(D3f2), IIId (D3dm), V(O), VI.
С учетом бурения разведочной скважины 16 в 2008 г. ООО «ПечорНИПИнефть» проведена переинтерпретация сейсмических материалов и уточнено строение продуктивых верхнедевонских отложений по отражающему горизонту IIIf2(D3f2), приуроченному к кровле доманиковой толщи (Арцишевская А.В., 2008).
По кровле доманикового горизонта Щельяюрская структура обособляется по замкнутой изогипсе минус 2050 м и представляет собой брахиантиклинальную складку, осложненную непротяженными малоамплитудными нарушениями сбросового типа (графическое приложение 3). Складка имеет неправильную изометричную форму с извилистыми очертаниями, размеры которой составляют 1,9-5,5×9,9 км, амплитуда 40 м. При общем субширотном простирании в пределах замкнутой изогипсы минус 2030 м прослеживаются многочисленные купола, из которых центральный, в районе скважины 20, занимает самое высокое гипсометрическое положение. Размеры его составляют 0,9×2,3 км, амплитуда 20 м.
В результате проведения съемки 3D были получены более высокоразрешающие временные разрезы, согласно которым волновое поле доманиковой рифогенной зоны достаточно сложное (графические приложения 4, 5). В этом временном интервале наблюдаются плоскопараллельные и косослоистые отражения по типу подошвенного прилегания. Характер сейсмической записи свидетельствует о нарастании толщин в купольных частях структуры, что связано с разными циклами рифообразования. Каждый цикл характеризуется своими фазами изменения условий осадконакопления. Количество отбираемого керна при бурении скважин 13, 15, 16, 19 и 20, вскрывших только лишь верхнюю часть доманиковых отложений, не позволяет достаточно точно произвести выделение седиментационных циклов.
Анализ результатов бурения на соседних месторождениях выявляет определенную закономерность в размещении залежей нефти относительно планового положения глубоководной границы доманикового рифа. Все выявленные залежи месторождений тяготеют к сводовым частям доманикового барьерного рифа, максимальные мощности которого приурочены к полосе шириной до 4,5 км от границы фациального замещения депрессионных на рифогенные образования. Подобные закономерности отмечались для месторождений, выявленных в толще облекания верхнефранских барьерных рифов Сотчемью-Аресской зоны.
На Щельяюрской структуре граница глубоководного склона барьерного рифа прослеживается в западной части. По результатам детальной корреляции в скважинах 1-ВЩ и 14-ВЩ, расположенных на востоке площади, вскрыта максимальная толщина доманиковой толщи. В верхней части разреза этих скважин коллекторы, занимающие одинаковое гипсометрическое положение с нефтенасыщенными коллекторами продуктивных скважин, обводнены и приурочены, вероятно, к самостоятельным циклам.
Структура по вышезалегающим сирачойским отложениям представляет структуру облекания рифового массива. В нижней части разреза по результатам детальной корреляции прослеживается пласт I, который в скважинах 13, 15, 16, 19 и 20 является промышленно нефтеносным.
Таким образом, учитывая благоприятные условия осадконакопления и тектонические особенности развития района, на Щельяюрской структуре скопления УВ приурочены к двум ловушкам, обособленными непроницаемыми породами ветласянской толщи. Это ловушка в сводовой части рифового массива в отложениях доманикового горизонта, характеризующаяся по типу как сводовая массивная (неполнопластовая), тектонически нарушенная, и ловушка, приуроченная к структуре облекания рифового массива в сирачойских отложениях пласта I, - пластовая, сводовая, тектонически нарушенная и литологически ограниченная.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Щельяюрское месторождение расположено в пределах Тобышско-Нерицкого нефтегазоносного района (НГР) Ижма-Печорской нефтегазоносной области (НГО) и приурочено к центральной части Ижма-Печорской синеклизы (рисунок 1).
Рисунок 1 - Выкопировка из карты тектонического и нефтегазогеологического районирования
Масштаб 1:1000000
В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в отложениях доманиково-турнейского нефтегазоносного комплекса. Продуктивными являются карбонатные отложения доманикового и сирачойского горизонтов верхнего девона. Здесь открыты Демаельское (D3dm), Макарьельское (D3dm), Низевое (D3dm), Южно-Низевое (D3dm), Верхневольминское (D3dm) и Южно-Седмесское (D3src) нефтяные месторождения. Залежи приурочены к рифовым массивам и структурам облекания. Классифицируются как массивные, пластовые тектонически и литологически экранированные.
На Щельяюрской структуре промышленная нефтегазоносность установлена в доманиково-турнейском карбонатном комплексе. На месторождении выявленные залежи нефти приурочены к сирачойским и доманиковым отложениям верхнего девона.
Залежь в отложениях D3dm
Залежь нефти локализована в сводовой части рифового массива доманикового горизонта. Структура по отражающему горизонту IIIf2 (D3f2), приуроченному к кровле доманикового горизонта, обособляется по замкнутой изогипсе минус 2050 м и представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную непротяженными, малоамплитудными нарушениями сбросового типа и многочисленными куполами, из которых центральный, в районе скважины 20, занимает самое высокое гипсометрическое положение (Арцишевская А.В., 2008 г.).
По состоянию на 01.01.2010 г. в пределах Щельяюрского месторождения всего пробурено 10 скважин (в том числе: поисковых – 1 (скв. 13), разведочных – 4 (скв. 15, 16, 19, 20) и 4 эксплуатационные скважины (скв. 23Г, 24Г, 25Г, 109).
Все скважины вскрыли продуктивные отложения в верхней части доманикового горизонта, которые залегают в интервале глубин от 2114,4 до 2141,6 м (абс. отм. минус 2022-2052 м). Средняя глубина залегания составляет 2126 м (абс. отм. минус 2035 м).
Коллекторами являются известняки порового, порово-кавернового типов, Покрышкой служат плотные породы ветласянского горизонта толщиной 8-10 м.
На востоке Щельяюрской структуры пробурены параметрическая скважина 1-ВЩ и поисковая скважина 14-ВЩ. В скважинах в верхней части разреза по данным ГИС и результатам опробования в открытом стволе установлены водонасыщенные коллекторы, которые по данным сейсморазведочных исследований (Карпюк Т.А., 2003 г.) приурочены к самостоятельному циклу рифообразования.
По структурной карте кровли проницаемых карбонатов залежь имеет изометричную неправильную форму с извилистыми очертаниями контуров и с наиболее выраженными вытянутыми в южном направлении переклиналями. В пределах залежи по замкнутой изогипсе минус 2040 м прослеживаются разноамплитудные купола, наиболее значительный по величине локализуется в центральной и восточной частях. Залежь осложнена непротяженными, разнонаправленными малоамплитудными нарушениями (не более 5 м). Свод залежи оконтуривается изогипсой минус 2010 м и расположен в центральной части.
В результате опробования в открытом стволе и испытания в эксплуатационной колонне получены притоки нефти во всех скважинах. Максимальный дебит нефти составил 63,5 м3/сут на штуцере 6 мм (скв. 19), после СКО - 240 м3/сут на штуцере 8 мм. Результаты опробования по скважинам и объектам приведены в разделе 3, таблице 3.2 и на схеме опробования (графическое приложение 6).
Эффективные толщины нефтенасыщенных коллекторов изменяются от 5,0 (скв. 16) до 7,8 м (скв. 15). Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,7 м. В продуктивной части прослеживается 2 – 6 проницаемых прослоев, коэффициент гранулярности составляет 0,49.
ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 2052 м как среднее значение между подошвой нефтенасыщенных коллекторов в скважинах 13 (минус 2051,7 м), 15 (минус 2051,5 м) и кровлей водонасыщенных коллекторов в скважинах 16 (минус 2051 м), 19 (минус 2051,6 м) и 20 (минус 2051,6 м). Определение положения водонефтяного контакта приведено в таблице 5.1 и графическом приложении 6.
Залежь классифицируется как массивная сводовая, тектонически нарушенная. Высота залежи составляет 52 м, размеры – 0,5-1,1×3,9-7,0 км.
Керн из нефтенасыщенной части разреза отбирался в скважинах 13, 15, 16, 19 и 20. Пористость по керну (18 представительных образцов) в пластовых условиях изменяется от 7,92 до 21,34 % (среднее значение 14,08 %), проницаемость (18 представительных образца) – от 1,3 до 317,95×10-3 мкм2 (среднее значение 28,05·10-3 мкм2). Физико-литологическая характеристика коллекторов представлена в главе 4.
Значение пористости и нефтенасыщенности, оцененное по данным ГИС, составляет соответственно 13,1 % (диапазон изменений 11,1-14,2 %) и 83,2 % (диапазон изменений 76,9-86,0 %).
Нефти залежи охарактеризованы двумя глубинными и четырьмя устьевыми пробами, отобранными в скважинах 13, 16, 19, 20. В пластовых условиях нефть недонасыщена газом, давление насыщения при пластовом давлении 22,9 МПа составляет 6,2 МПа, нефть средняя по плотности – 0,825 г/см3, маловязкая – 2,86 мПа·с. Разгазированная нефть характеризуется как утяжеленная плотностью 0,869 г/см3 и является вязкой - 22,4 мм2/с, смолистой, парафинистой, сернистой.
Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов залежи D3dmи геологических разрезах продуктивных верхнедевонских отложений (графические приложения 7-10).
Залежь в отложениях D3srč (пласт I)
Залежь в отложениях сирачойского горизонта верхнего девона приурочена к структуре облекания нижезалегающего доманикового рифового массива.
Продуктивные отложения пласта приурочены к карбонатному пласту I изалегают в интервале глубин от 2095,8 до 2116,0 м (абс. отметки от минус 2003 до минус 2026 м), средняя глубина залегания – 2106 м (абс. отметка минус 2015 м). В контуре нефтеносности расположены скважины: 13, 15, 16, 19, 20, 23Г, 24Г, 25Г, 109.
Притоки нефти получены в скважине 19 при испытании в интервале перфорации 2109,0-2104,0 м получен приток нефти дебитом 2,5 м3/сут по ПУ. В скважине 15 при совместном испытании в колонне с коллекторами залежиD3dm (инт. 2129,4-2127,4; 2107,6-2105,8 м) получен приток нефти дебитом 23 м3/сут при депрессии на пласт 10,88 МПа. В скважинах 13, 20 и 109 коллекторы по данным ГИС характеризуются как нефтенасыщенные.
В скважинах 1-ВЩ и 14-ВЩ коллекторов по данным ГИС не установлено, в связи, с чем в восточной части Шельяюрской структуры протрассирована линия замещения коллекторов плотными породами на половине расстояния между скважинами 20 и 14-ВЩ и 19 и 1-ВЩ.
По кровле проницаемых карбонатов пласта I залежь приурочена к сводовой части структуры, имеет изометричную неправильную форму. В пределах залежи по замкнутой изогипсе минус 2020 м прослеживаются разновысотные купола. Залежь осложнена непротяженными, разнонаправленными малоамплитудными нарушениями (не более 5 м). Свод залежи оконтуривается изогипсой минус 1990 м и расположен в центральной части.
ВНК (уровень подсчета) по залежи принят на абсолютной отметке минус 2026 м по подошве самого нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 13 (таблица 5.1). Строение залежи приведено на структурных картах кровли и подошвы проницаемых карбонатов пласта I и геологических разрезах продуктивных верхнедевонских отложений.
Коллекторами являются известняки порового, порово-кавернового типов. Покрышкой для залежи являются вышезалегающие одновозрастные плотные глинисто-карбонатные отложения.
Залежь слагает один проницаемый прослой. Эффективная толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 1,4 (скважина 13) до 3,0 м (скважина 19). Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,4 м.
Залежь классифицируется как пластовая сводовая, литологически ограниченная и тектонически нарушенная. Высота залежи составляет 36 м, размеры – 0,45-2,2×4,1-4,3 км.
Представительные образцы керна из продуктивной части разреза отсутствуют.
Значение пористости и нефтенасыщенности, оцененное по данным ГИС, составляет соответственно 13,6 % (диапазон изменений 8,8-19,5 %) и 87,0 % (диапазон изменений 77,1-91,0 %).
Нефти залежи охарактеризованы одной глубинной пробой, отобранной в скважине 19. В пластовых условиях нефть недонасыщена газом, давление насыщения при пластовом давлении 15,82 МПа составляет 6,0 МПа, нефть средней плотности – 0,853 г/см3, маловязкая – 5,92 мПа·с. По результатам ДР газосодержание нефти составляет 14,8 нм3/т, объемный коэффициент по результатам ДР равен 1,056 доли ед. (пересчетный составляет 0,947). Разгазированная нефть характеризуется плотностью 0,888 г/см3 и является не текучей в поверхностных условиях, вязкость, определенная при температуре 30 0С составляет 53,32 мм2/с. Нефть характеризуется как смолистая, парафинистая, сернистая.
Перспективы месторождения
Перспективы Щельяюрского месторождения связаны с доманиково-турнейским карбонатным НГК, в разрезе которого открыты рассматриваемые в данном отчете залежи.
Месторождение характеризуется сложным строением резервуара, неоднородностью коллекторов по разрезу и площади. Продуктивный разрез доманиковых отложений состоит из массива тонких чередующихся нефтенасыщенных пропластков и таких же тонких перемычек. Характер распространения нефтенасыщенных коллекторов и их фильтрационно-емкостные характеристики требуют дальнейшего изучения.
Доизучение также необходимо самой доманиковой рифогенной толщи, поверхность которой не отражает ее внутреннего строения. По результатам переинтерпретации сейсморазведочных работ 2D и 3D с учетом новой скважины 16 уточнено строение восточной части структуры, где по ОГ IIIf2 (D3f2) подтверждено распространение структуры в восточном направлении (р-н скв 1-ВЩ, 14-ВЩ).
Проследить цикличность строения органогенной постройки в продуктивных скважинах на данной стадии изученности затруднительно, в связи с тем, что все продуктивные скважины, в том числе и последняя скважина 16, вскрыли только верхнюю часть доманиковой толщи и выполненный комплекс ГИС не позволяет провести детальное ее расчленение. Специализированных работ по изучению циклического строения рифогенной постройки с использованием керна проведено не было. По данным сейсморазведки временные разрезы свидетельствуют о плоскослоистом строении толщи и нарастании толщин верхней части доманикового разреза в купольных частях структуры.
На разновозрастность циклов в кровле доманикового горизонта в пределах структуры указывают также и геолого-промысловые данные. Так, в скважинах 1-ВЩ и 14-ВЩ в верхней части разреза коллекторы, занимающие одинаковое гипсометрическое положение с нефтенасыщенными коллекторами скважин 13, 15, 16, 19 и 20, обводнены и приурочены, вероятно, к самостоятельному циклу.
Предложенная в отчете модель строения залежи в отложениях доманикового горизонта условна и основана на данных ГИС и результатах опробования, согласно которой все продуктивные скважины объединены в один цикл. Район скважин 1-ВЩ и 14-ВЩ, в которых на высоких гипсометрических отметках установлены водонасыщенные коллекторы, обособлен в самостоятельный цикл. Следует продолжить работы по доизучению доманиковой толщи. Рекомендуется предусмотреть работы по изучению кернового материала, бурение скважин со вскрытием полного разреза доманиковых отложений, что позволит проследить циклическое строение при переинтерпретации сейсморазведочных работ.
В целом по месторождению запасы нефти категории С2 составляют 31% от суммарных запасов. Перспективы месторождения связаны с переводом запасов из категории С2 в С1, для чего необходимо проведение работ по доразведке залежей месторождения.
В переклинальных частях залежи D3dm участки, на севере и, особенно в южной части, не освещены бурением скважин и их запасы отнесены к категории С2. Здесь необходимо бурение скважин и подтверждение промышленной значимости этих участков.
По залежи пласта I в отложениях сирачойского горизонта верхнего девона ВНК не установлен, в данной работе принят уровень подсчета, и площадь залежи на юго-востоке ограничена условно. Перспективы залежи связаны с изучением водонефтяных зон и с переводом запасов участков, отнесенных по степени изученности к категории С2, в промышленные категории. С данной целью необходимо выделенные по данным ГИС эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах 13, 15 и 20 подтвердить результатами испытания в эксплуатационной колонне.
Источник: Оперативный подсчет запасов УВ Щельяюрского месторождения по состоянию на 01.01.2010 г. Договор № 070064. Истомина З.А.2010
Следующее Месторождение: Тартинское