Южно-Лыжское месторождение
В административном отношении месторождение расположено в Печорском районе Республики Коми, в 41 км к северо-западу от Печоры.
Южно-Лыжское нефтяное месторождение было открыто в 1987 году разведочной скважиной № 22.
В тектоническом отношении Южно-Лыжское месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Лыжско-Кыртаельского вала, входящего в состав Печоро-Кожвинского мегавала.
Согласно структурным построениям Южно-Лыжская структура представляет собой брахиантиклиналь, которая тектоническими нарушениями разбита на узкие (250–500 м) блоки, преимущественно субмеридионального направления.
Крылья структуры ступенчато погружаются через серию тектонических нарушений северо-западного простирания в западной части и северо-восточного простирания в восточной части.
В 2014 году в южно-восточной части месторождения пробурена разведочная наклонно-направленная скважина №31 Южно-Лыжская. Целевое назначение скважины доразведка месторождения и перевод запасов УВ из категории С2 в С1.
Строительство скважины велось буровым подрядчиком БК "КЦА Дойтаг Дриллинг ГмбХ". KCA Deutag, освоение УСФ ООО «КРС Евразия».
ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие породы протерозойского фундамента и осадочного чехла в объеме палеозойских, мезозойских и четвертичных отложений.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится в соответствии с унифицированной схемой Тимано-Печорской провинции (разработана ГУП РК ТП НИЦ), с учетом данных бурения на соседних площадях.
Палеозойская группа – PZ
Девонская система – D
Девонские отложения – D в пределах рассматриваемой территории представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – D1
Отложения нижнего девона – D1 вскрыты только двумя скважинами (4 и 15) и представлены осадками лохковскогояруса – D1lk.
Литологически разрез рассматриваемых отложений сложен неравномерным чередованием известняков, мергелей и аргиллитов с прослоями доломитов и алевролитов.
Известняки серые, тонкокристаллические, неравномерно глинистые, прослоями переходящие в мергели.
Мергели темно-серые, доломитовые, битуминозные, плитчатые, глинистые, неравномерно известковистые.
Аргиллиты серые, плитчатые, участками неравномерно известковистые, плотные, тонко-горизонтально-слоистые с ровными поверхностями отдельностей (с шелковистым отливом) с уплощенными глинистыми стяжениями.
Доломиты темно-серые, битуминозные, скрытокристаллические, неравномерно глинистые, участками известковистые, плотные, крепкие.
Алевролиты серые, неравномерно глинистые, слюдистые, с одиночными вертикальными трещинами.
В породах содержатся обильные остатки беспозвоночных (остракоды, гастроподы); детрит криноидей и лингул; кристаллический пирит; встречаются фрагменты рыб (скв. 15, долбление 29–38).
В скв. 15 в интервале глубин 4013,8–4020, 4061,1-4062,1, 4161,1–4162 м (долбления 39–42) поднят габбро-диабаз. Порода серая, темно-серая до черной, плотная, крепкая, с вертикальными и горизонтальными трещинами. В керне долбления 39 диабаз, преимущественно, роговообманковый, с удлиненными блестящими (1´3 мм) кристаллами пироксена, с изометричными табличками основного полевого шпата (лабрадора), с гнездами (1´2 мм) пирита по затухающим трещинам. На фоне миланократовых минералов видны включения и гнезда (до 0,5 мм) лейкократовых, представленных дымчатым и молочно-белым кварцем.
Вскрытая толщина отложений лохковского яруса составляет 107 м в скв. 4 и 616 м - в скв. 15 отложения лохковского яруса не вскрыты.
Средний отдел – D2
В среднем отделе девона выделяются эйфельский и живетский ярусы.
В отложениях эйфельского яруса – D2ef (ранее - афонинского) выделяются две подсвиты: нижнечикшинская (D2ck1) и среднечикшинская (D2ck2). Разрез сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов.
Песчаники коричнево-серые, кварцевые, тонко- и мелкозернистые, с углистым пиритизированным детритом и сферолитами сидерита, плотно сцементированные. Цемент чаще всего глинисто-слюдистый, реже карбонатный или регенерационный кварцевый.
Алевролиты имеют подчиненное значение и представлены серыми и коричневыми разностями, с тонко- или линзовидно-слоистой текстурой, неравномерно глинистые, песчанистые, кварцевые, плотные, с ходами илоедов, сферолитами сидерита, заполненными песчанистым материалом, отмечаются пиритизированные прослои. Слоистость горизонтальная, со слабым наклоном в 2–30 к горизонтали. Порода плитчатая.
Аргиллиты серые до черных, неравномерно алевритистые, прослоями и участками переходящие в алевролит, плитчатые и тонкослоистые, неравномерно битуминозные, с ходами илоедов, которые заполнены светло-серым материалом. Порода содержит углистый детрит.
К верхней части разрезаприурочены пласты D2ef-I и D2ef-II, содержащие промышленные залежи нефти. По керну из скв. 15 (интервал 2764,2–2768,9 м, долбление 18) продуктивные коллектора представлены песчаниками коричневато-серыми, за счет окрашивания нефтью, мелко-, среднезернистыми, пористыми, косослоистыми, среднеплитчатыми.
Наибольший разрез эйфельских отложений вскрыт в скв. 15 и составляет 839 м.
Живетскийярус – D2zv присутствует в объеме старооскольского надгоризонта (D2st), в котором выделены (по местной нефтепромысловой номенклатуре) верхнечикшинская подсвита (D2ck3), изьельская (D2iz) и дзельская (D2dz) свиты. Толщина старооскольских осадков составляет в среднем 116 м.
Нижняя часть разреза яруса (D2ck3) – тонкое, неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов. Аргиллиты неравномерно алевритистые, часто переработаны ходами илоедов. По напластованию отмечается тонкий и тонкодисперсный углефицированный растительный материал, лингулы.
Алевролит серый с зеленоватым оттенком, глинистый, тонко-, микро-, линзовиднослоистый, хрупкий, с обилием крупных и мелких углефицированных растительных остатков, с точечными включениями сидерита.
Выше залегающая толща (D2iz+D2dz) представлена, в основном, песчаниками.
Песчаник коричнево-серый (за счет окрашивания нефтью), пористый, слоистый. Состав – олигомиктовый, кварцевый; структура – мелко-, среднезернистая, реже - крупнозернистая. Слоистость косая с пологими углами наслоения. По напластованию с примазками и пятнами серого, реже черного, углисто-глинистого материала, углефицированных растительных остатков, битуминозного материала.
Встречаются редкие прослои алевролита, аргиллита.
На Южно-Лыжском месторождении к отложениям D2iz+D2dz приурочен пласт D2st основная толща, содержащий промышленные запасы нефти.
Верхний отдел – D3
Верхний отделпредставлен породами франского и фаменского ярусов.
Франский ярус - D3f представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
В составе нижнефранского подъяруса – D3f1 выделены отложения яранского, джьерского (ранее пашийского) и тиманского (ранее кыновского) горизонтов.
Яранский горизонт – D3jar (по местной нефтепромысловой номенклатуре: ронаельская свита – D3rn). Чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов.
В настоящее время ГУП РК ТП НИЦ к яранскому горизонту отнесены отложения, которые в предыдущем подсчете запасов 1996 г были стратифицированы как верхняя пачка D2st и пласт D3ps-I. Возраст пород специалистами ТП НИЦ был определен по остракодам.
По описанию керна скв. 115 (долбление 3) «песчаник олигомиктовый кварцевый, мелко-среднезернистый, участками крупнозернистый с прожилками и линзами глинистого материала, трещиноватый, неравномерно и слабо нефтенасыщенный. Текстура пятнистая, линзовидно-слоистая, горизонтально-слоистая, обусловлена неравномерным распределением глинистого материала. Глинистый материал зеленовато-серого цвета распределяется в виде субгоризонтальных стилолитоподобных трещин, линз и пятен удлиненной изометричной формы с четкими и расплывчатыми очертаниями. Участками встречаются нитевидные ориентированные и неориентированные по напластованию слойки и прожилки углефицированного растительного материала. Иногда органическое вещество выполняет стилолиты и стилолитоподобные трещинки. Трещины открытые, горизонтальные, волнистой конфигурации. По ним происходит разрушение породы на обломки размером от 10 мм до 15 см. Порода слабо и неравномерно пигментирована в желтый и светло-коричневый цвета. Наблюдаются единичные каверны размером до 6 мм».
Аргиллит зеленовато-серого цвета, с примесью терригенного материала, трещиноватый. Керн (скв. 115, долбление 3) разбит на ориентированные и неориентированные обломки (участками до щебня). Примесь терригенного материала распределяется неравномерно, концентрируется в виде пятен, линз и прослоев (до глинистых алевролитов). Открытые трещины преимущественно горизонтальные, реже наклонные, пересекающиеся (образуют сетчатый рисунок). На сколах трещин отмечаются включения углефицированного растительного детрита. Аутигенный пирит присутствует в виде пятен изометричной формы размером до 4 мм (в прослоях алевролитов пирит выполняет роль цемента).
Алевролит песчанистый с глинистым цементом, неравномерно карбонатизированный с прослоями аргиллита. Порода серого, участками темно-серого цвета, трещиноватая, без признаков УВ. Текстура пятнистая, линзовидно-слоистая, локально трещиноватая. Глинистый материал серо-зеленого цвета выполняет роль цемента, а также концентрируется в виде линз и прослоев неравномерных по мощности. К глинистым прослоям приурочены пятнистые выделения пирита. Пирит присутствует в виде мелких кристалликов и глобул размером до 2 мм, участками выполняет роль цемента, образует псевдоморфозы по УРД».
К горизонту приурочены пласты D3jar нижняя пачка и D3jar основная толща, которые содержат промышленные залежи нефти.
Толщина яранских осадков достигает 201 м.
Джьерский горизонт – D3dzr (по местной нефтепромысловой номеклатуре: среднешапкинская свита – D3ss), толщиной 40–99 м, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов.
По описанию керна скв. 15 (интервал 2401,5–2406,5 м, долбление 5) песчаник серый со слабым зеленоватым оттенком, тонкозернистый, линзами (толщиной 1–4 мм) мелкозернистый. Слоистость тонкая, линзовидная, волнистая. По напластованию пленки, примазки, миллиметровые прослойки углисто-глинистого материала черного и кофейно-серого цвета, присыпки слюды, углефицированный растительный детрит. Отмечаются редкие линзы сидерита. Порода крепкая, на контакте с глинистыми прослоями сливная, средне-, толстоплитчатая.
Алевролит (по описанию керна скв. 15, долбление 4, интервал 2391,2–2394,6 м) серый, со слабым коричневатым, участками зеленоватым оттенками, неизвестковый, неравномерно глинистый, с прослоями аргиллита (3–4 мм). Слоистость горизонтальная, участками косая, линзовидная, со следами взмучивания осадков. По напластованию мелкий углефицированный растительный детрит и мелкие лингулы. Порода тонко-среднеплитчатая со скорлуповатой отдельностью.
Аргиллит (скв. 15, долбление 4) серый со слабым коричневым оттенком, алевритистый, участками тонкоотмученный, с тонкими прослоями (4–5 мм) алевролита глинистого, серого с зеленоватым оттенком. Слоистость тонкая, горизонтальная. По напластованию с углефицированным растительным детритом и лингулами. Порода тонкоплитчатая, скорлуповатая.
В разрезе горизонта выделены два пласта: D3dzr-I и D3dzr-II, которые в единичных скважинах продуктивные.
Тиманский горизонт – D3tm (по местной нефтепромысловой номеклатуре: нижне-мутноматериковая – D3mm1 и среднемутноматериковая – D3mm1+2 подсвиты), средней толщиной 77 м, представлен аргиллитами серыми, иногда коричневатыми, в разной степени известняковыми или алевритистыми, слюдистыми с прослоями глинистых известняков и мергелей – в верхней части, алевролитов в нижней.
В среднефранском подъярусе – D3f2 выделены саргаевский и доманиковый горизонты.
Саргаевский горизонт – D3sr (по местной нефтепромысловой номеклатуре: верхне-мутноматериковая подсвита – D3mm3) представлен переслаиванием аргиллитов, мергелей и известняков. Толщина горизонта достигает 201 м.
Доманиковый горизонт –D3dm уверенно выделяется на диаграммах каротажа (высокие значения КС) и является региональным репером.
По описанию керна скв. 15 (долбление 3, интервал 2208,6–2214,5 м) породы горизонта представлены известняками темными до черных, битуминозными, тонкозернистыми, иногда мелкозернистыми, плотными, крепкими, трещиноватыми, неяснослоистыми, с редкими линзовидными прослоями (до 15–20 мм) черных силицитов. Отмечаются многочисленные рассеянные раковины кониконх, фрагменты водорослевой флоры.
В долблении 2 скв. 15 (интервал 2160,9–2162,2 м) встречен известняк пиритизированный, тонкогоризонтальнослоистый за счет миллиметровых слойков зеленовато-серого аргиллита.
Толщина горизонта составляет 20–123 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3, толщиной 20–93 м, представлен нерасчлененными отложениями ливенско-евлановско-сирачойско-ветласянского горизонтов (по местной нефтепромысловой номеклатуре: соплесская свита – D3sp). Свиту слагают аргиллиты темно-серые, известковистые, слюдистые, плитчатые, тонкослоистые, с прослоями алевролитов серых, неравномерно глинистых и известняков доманикового типа.
Керн из скв. 15 (долбление 1, интервал 2131,4–2133,7 м) представлен, в основном, в виде щебня. Отмечаются известняки серые, мелкозернистые, плотные, с редкими прерывистыми кальцитовыми трещинами, неясно-волнистослоистые за счет миллиметровых прослоечек черного битуминозного аргиллита, реже известняки светло-коричневые, обломочные и черные битуминозные тонкозернистые, тонкослоистые. Встречаются также зеленовато-серые мергели, слюдистые, пиритизированные, волнисто и линзовиднослоистые за счет послойного распределения терригенного материала.
Отложения фаменского яруса – D3fm представлены тремя подъярусами. Толщина фаменских образований составляет в среднем 2071 м.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1, толщиной 1794–2082 м, представлен задонским и елецким горизонтами.
По местной нефтепромысловой номенклатуре на Южно-Лыжском месторождении в составе задонского горизонта – D3zd выделяются кыртаельская и лыжская свиты.
Кыртаельская свита – D3kr, толщиной в среднем 1282 м, представлена неравномерным чередованием мергелей, глин и известняков. Мергели темно-серые, плотные, слюдистые, алевритистые, оскольчатые. Глины зеленовато-серые, плотные, известковистые, аргиллитоподобные, слюдистые, с зеркалами скольжения. Известняки светло-серые, плотные, крепкие, местами глинистые, участками доломитизированные, трещиноватые.
Лыжская свита – D3lg сложена известняками темно-серыми и серыми, иногда с зеленоватым оттенком, мелкозернистыми, прослоями скрытокристаллическими и обломочными, глинистыми, плотными, крепкими, с прослоями мергеля зеленовато и темно-серого. Толщина осадков свиты 102–128 м.
Елецкий горизонт – D3el (по местной нефтепромысловой номенклатуре - кожвинская свита – D3kg), толщиной 545–604 м, представлен известняками темно-серыми и серыми, тонко и мелкозернистыми, плотными, крепкими с прослоями зеленовато-серого мергеля и известняка зеленовато-серого, тонкозернистого, глинистого, узловатого, волнистослоистого.
Среднефаменский подъярус – D3fm2 выделен в объеме усть-печорского горизонта – D3up (по местной нефтепромысловой номенклатуре - ыджид-каменская свита – D3jk) и вскрыт почти во всех скважинах. Толщина вскрытых осадков до 143 м.
Чередование известняков, доломитов. Известняки светлые, тонкозернистые, прослоями обломочные и органогенные, водорослевые со сгустковой и микрокомковатой структурой, доломитизированные, встречаются прослои мергелей. Доломиты серые, мелкозернистые, прослоями пелитоморфные, глинистые.
Отложения верхнефаменского подъяруса – D3fm3в сводовой части Южно-Лыжской структурыразмыты. В разрезах скважин, вскрывших верхнефаменские осадки, выделены образования зеленецкого и нюмылгского горизонтов общей толщиной до 68 м.
Зеленецкий горизонт – D3zl представлен известняками светло- и буро-серыми, детритовыми, мелко-скрытокристаллическими, прослоями доломитизированными, со стилолитовыми швами, участками глинистыми.
Нюмылгский горизонт – D3nm сложен мергелями и глинами темно-серыми, плитчатыми.
Каменноугольная система – С
В пределах месторождения в сводовой части собственно каменноугольные отложения размыты и вскрыты лишь в нескольких скважинах на крыльях Южно-Лыжской структуры. Выделены осадки турнейского (С1t) и визейского (C1v) ярусов.
Разрез турнейского яруса (С1t), толщиной до 54 м, сложен известняками серыми, детритовыми, мелкозернистыми, пятнисто доломитизированными, в нижней части с послойными скоплениями глинисто-терригенного материала (глины, мергели, кремни).
Нижняя часть разреза визейского яруса (C1v) представлена терригенными породами. Глины темно-серые, алевритистые, известковистые, с прослоями алевролитов и мелкозернистых кварцевых песчаников.
К верхней части разреза приурочена карбонатная толща. Известняки с прослоями доломитов, мергелей, глин. Известняки серые, тoнкo-, мeлкo- и кpупнoкpиcтaлличecкие, пpocлoями дoлoмитизиpoвaнные, плотные. Встречаются прослои темно-серого и черного кремня, кристаллы пирита.
Толщина визейских отложений до 249 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы на Южно-Лыжском месторождении размыты. Лишь в двух скважинах, расположенных на крыльях структуры, условно выделены нерасчлененные верхнепермские осадки, пpeдcтaвлeнные глинaми, алевролитами и песчаниками.
Глины зeлeнoвaтo-cepые, кopичнeвые и кpacнo-кopичнeвые, пестроцветные, обломочные, слоистые, прослоями извecткoвиcтые.
Алевролиты полимиктовые, глинистые, реже известковистые, слоистые.
Пecчaники буровато-серые, зеленовато-серые, пoлимиктoвые, слюдистые, с глинистым (реже известковистым) цементом.
Толщина верхнепермских отложений составляет от 62 м до 82 м.
Кайнозойская группа – KZ
Четвертичная система – Q
Нa paзмытoй пoвepxнocти палеозойских oтлoжeний зaлeгaют чeтвepтичныe ocaдки – Q. На территории выделены осадки среднего, средне и верхнечетвертичного и современного звеньев.
Среднечетвертичноезвено – QII включает озерно-аллювиальные, аллювиально-морские отложения чирвинского горизонта; ледниковые, ледниково-морские, озерно-ледниковые, озерно-аллювиальные образования тимано-уральского надгоризонта в составе печорского, родионовского и вычегодского горизонтов.
Чирвинский горизонт – la, amQIc, толщиной до 15 м, с размывом залегает на коренных породах в северо-восточной части района, отсутствуя в своде структуры. Представлен толщей песков с линзами алевролитов, глин, суглинков, гравия и галечников, залегающих как внутри песчаной толщи, так и в ее основании.
Тимано-Уральский надгоризонт – QIItu объединяет образования печорского, родионовского и вычегодского горизонтов общей толщиной 55–60 м.
Печорский горизонт – g, qmQIIp.Ледниковые, ледниково-морские отложения развиты на погружении северо-восточного крыла складки, представлены суглинками и глинами с редкими маломощными прослоями песков, содержат гравий, гальку, валуны. Толщина отложений достигает 30 м.
Родионовский горизонт – laQIIr. Озерно-аллювиальные отложения представлены слоистыми песками, суглинками, ленточными глинами, с линзами торфа. Толщина горизонта до 10 м.
Вычегодский горизонт – g, lg QIIvc. Ледниковые, озерно-ледниковые отложения распространены в поле развития вычегодского оледенения. Литологически представлены суглинками, глинами с линзами алевритов, супесей, песков, содержат гравий, гальку, реже валуны. Толщина до 15–20 м.
Отложения средне–верхнечетвертичного звена – la, fQII-III, толщиной до 45 м, распространены в районе повсеместно, являются рельефообразующими. Представлены флювиогляциальными, озерно-аллювиальными осадками, которые залегают на среднечетвертичных или коренных образованиях. Разрез представлен суглинками, глинами с прослоями супесей и песков, с галечниками, гравием.
В составе современного звена – QIV выделены аллювиальные отложения русел, пойм, надпойменных террас, а также биогенные осадки.
Аллювиальные отложения – aQIV, толщиной 1–6 м, развиты в долинах всех водотоков, представлены песками с прослоями супесей, суглинков, в основании – галечниками.
Биогенные отложения – bQIV, толщиной 1–2 м, широко распространены в описываемом районе, располагаясь на поверхности пойм, надпойменных террас и водоразделах, представлены преимущественно торфом. Верхняя часть разреза отличается слабой степенью разложения.
ТЕКТОНИКА
По тектоническому районированию Южно-Лыжское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в пределах Лыжско-Кыртаельского вала – структуры II порядка, входящей в состав Печоро-Кожвинского мегавала (рис. 2).
Рис.2-Выкопировка из карты тектонического районирования ТПП
На западе Печоро-Кожвинский мегавал граничит с Ижма-Печорской синеклизой, на юго-востоке – с Большесынинской впадиной, на востоке – с Денисовским прогибом, на северо-востоке - с Малоземельско-Колгуевской моноклиналью, на юге – с Верхнепечорской впадиной и Среднепечорским поперечным поднятием.
Печоро-Кожвинский мегавал представляет собой блок шириной 25–30 км, ограниченный Западно-Печорским и Восточно-Печорским глубинными разломами, интрудированными породами основного и ультраосновного составов. С запада мегавал контролируется разломами Припечорской системы, выраженными в платформенном чехле в виде взбросов с амплитудой 1 км и более. Разломы, ограничивающие Печоро-Кожвинский мегавал с востока, отчетливо выражены только в южной части мегавала (в зоне сочленения с Большесынинской впадиной) в нижних горизонтах платформенного чехла и в фундаменте. В верхних горизонтах им соответствуют крутые узкие флексуры.
В геологическом строении мегавала принимают участие палеозойские и мезозойские отложения. Из наиболее древних палеозойских отложений бурением вскрыты силурийские (Южно-Терехевейская площадь). В сводовой части мегавала на поверхность выходят верхнедевонские и каменноугольные отложения.
По подошве доманиковых отложений Печоро-Кожвинский мегавал представляет собой относительно узкую структурную зону, моноклинально погружающуюся в восточном и юго-восточном направлениях. Глубина залегания доманиковых отложений составляет 0,5–6,0 км.
В осадочном чехле Печоро-Кожвинский мегавал представлен серией кулисообразно сочленяющихся валов: Лебединским, Мутноматериковым, Лыжско-Кыртаельским. Их морфологический облик имеет общие черты: западные крылья более крутые и осложнены разломами, восточные – более пологие. Каждый из валов имеет свои особенности геологического строения разреза, что обусловлено как блоковой природой фундамента самого мегавала, так и некоторой спецификой истории развития отдельных блоков. Южное окончание мегавала постепенно переходит в Среднепечорское поперечное поднятие, имеющее общие черты геологического развития с Печоро-Кожвинским мегавалом.
По поверхности фундамента мегавал выражен неявно. Здесь вырисовывается система узких блоков, ограниченных разломами, зонами дробления и имеющих общий наклон на восток и юго-восток. Глубина до поверхности фундамента по сейсмическим данным составляет 3,0–8,0 км. Разломы, ограничивающие мегавал, имеют древнее заложение, интрудированы породами основного и ультраосновного состава и четко фиксируются всеми геофизическими методами.
Печоро-Кожвинский мегавал претерпел сложную историю геологического развития. В раннем палеозое и девоне ему отвечала область интенсивного компенсированного прогибания с накоплением мощной (до 6,0 км) толщи осадков. Прогиб, возникший как шовная структура на месте крупных глубинных разломов, наибольшего развития достиг в девоне. В визейско-артинский этап произошла инверсия тектонических движений. Интенсивное прогибание сменилось восходящими движениями, прерываемыми кратковременными погружениями отдельных блоков; сформировалось валообразное сооружение в очертаниях, близких к современным. Окончательное формирование мегавала, как положительной структуры, завершилось в послемезозойское время, при этом существенную роль имели неотектонические движения.
Самое южное положение в пределах мегавала занимает Лыжско-Кыртаельский вал, являющийся наиболее крупным. Вал объединяет группу локальных поднятий, расположенных на разных гипсометрических уровнях и представляющих собой крупные асимметричные брахиантиклинальные складки северо-западного простирания. С юга на север в его пределах выделяются Югидская, Южно-Кыртаельская, Кыртаельская, Каменская, Северо-Кожвинская, Южно-Лыжская, Западно-Лыжская, Северо-Лыжская структуры. Для всех структур вала характерен ряд общих признаков:
-достаточно крупные размеры, брахиантиклинальный тип складок осложненных системой разломов;
-асимметричное строение – крутые юго-западные крылья и более пологие северо-восточные;
-выходы в сводовых частях складок (за исключением самой южной Югидской) верхнедевонских отложений под четвертичные;
-несоответствие структурных планов в верхней и нижней частях осадочной толщи.
По мнению ряда специалистов Кыртаельская и Южно-Лыжская складки, являются унаследованными, конседиментационными структурами крупного досреднедевонского поднятия, в то время как остальные локальные структуры вала являются следствием инверсионных движений на завершающей стадии формирования мегавала.
Согласно структурным построениям по старооскольским отложениям Южно-Лыжская структура представляет собой брахиантиклиналь, которая тектоническими нарушениями разбита на узкие (250–500 м) блоки, преимущественно субмеридионального направления (рис. 4,1).
Крылья структуры ступенчато погружаются через серию тектонических нарушений северо-западного простирания в западной части (F17, F14, F15, F12, F13) и северо-восточного простирания в восточной части (F5, F4).
Разрывные нарушения, ограничивающие приподнятый блок, имеют древнее заложение: с запада и юго-запада это сбросы F10 и F2, входящие в Припечорскую систему глубинных разломов, с востока - сбросы F5 и F4. Амплитуда F10 до 260 м, F2 – 50–60 м по ОГ IIIjar, 80 м по ОГ III2-3, 100 м по ОГ IIIef, амплитуда сбросов F5 и F4 140–200 м и 20–40 м, соответственно. Более молодые тектонические нарушения имеют амплитуду от 15 до 80 м (F2a, F3, F6, F11, F3a).
Сводовая часть Южно-Лыжской структуры приурочена к двум горстовидным выступам, заключенным между сбросами F10, F2–F2a и F3–F6 и разделенным узким прогибом. В центре сводовой части прослежено тектоническое нарушение F3a широтного простирания, которое разделяет данный участок на приподнятый северный блок и опущенный южный.
Тектоническое нарушение F2 подтверждается отсутствием интервалов разреза в скв. 103, F2а– в скв. 15, 107, 109, 111; F3 – в скв. 15, 101/2, 111, 108, 108/2; F3а– в скв. 101/2; F4 и F4а – в скв. 4; F5 – в скв. 3; F6 – в скв. 119.
Структурно-тектонические планы по отражающим горизонтам IIIef (кровля отложений D2ef), III2-3 (кровля отложений D2st), IIIjar (кровля отложений D3jar) имеют унаследованный характер.
На структурном плане ОГ IIIef (кровля отложений D2ef) по изогипсе минус 2670 м структура имеет размеры ~ 5´2 км, амплитуду - 150 м и площадь - 7,8 км2. С запада структура ограничивается высокоамплитудным сбросом F10, с юго-запада – сбросом F2.
По отражающему горизонту III2-3 (кровля отложений D2st) в пределах изогипсы минус 2670 м размеры структуры составляют ~ 8´2 км, амплитуда - 232 м, площадь - 15,54 км2.
По ОГ IIIjar (кровля отложений D3jar), в пределах съемки 3D, структура замыкается изогипсой минус 2580 м, имеет размеры 9´1–2,3 км, амплитуду - 290 м, площадь - 18,3 км2.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Южно-Лыжское месторождение расположено в пределах Кыртаельско-Печорогород-ского нефтегазоносного района (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазосной области (НГО).
В пределах НГР открыто и в различной степени разведано большое количество нефтяных, газонефтяных, нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождений. Месторождения, как правило, многопластовые, с разными типами ловушек (структурные, литологические, стратиграфические, тектонически экранированные), с карбонатными, терригенными, карбонатно-терригенными коллекторами, со сложной структурой порового пространства в природных резервуарах.
Нефтегазоносность месторождений данного района связана с отложениями широкого возрастного диапазона.
Вследствие больших глубин залегания отложения нижне-среднеордовикского НГК бурением не вскрыты.
Отложения среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного НГК в пределах Печоро-Кожвинского мегавала вскрыты небольшим количеством скважин (2 Западно-Керкавожская, 1 Южно-Терехевейская, 1 Западно-Лыжская, 41 Северо-Кожвинская, 4 Южно-Лыжская, 15 Южно-Лыжская).
Ордовикские карбонатные отложения в пределах авлакогена бурением не вскрыты. По данным сейсморазведки они залегают на глубинах 5–5,5 км и более. Перспективы нефтегазоносности не ясны из-за отсутствия данных бурения.
По аналогии с другими территориями ТПП можно предположить, что ордовикские отложения сложены пестроцветными сульфатно-глинисто-карбонатными породами, значительно обогащенными песчано-алевритовой примесью, и накапливались в условиях сублиторали и литорали.
Осадки раннесилурийского бассейна представлены, преимущественно, массивными вторичными доломитами. Предполагаемая толщина нижнего силура 400–600 м.
В отложениях венлокского яруса, имеющих преимущественное развитие в пределах Печоро-Кожвинского авлакогена, коллекторы нередко ограничены по площади и невыдержаны по толщине. Значения пористости пород по ГИС изменяются от 3 до 18%, средние значения по площадям 5–8%. В разрезе нижнего силура флюидоупоры практически отсутствуют.
Строение и состав верхнесилурийских осадочных толщ свидетельствует о морских шельфовых условиях осадконакопления.
Силурийские отложения вскрыты скв. 1 Южно-Терехевейская. В толще выделено более 30 м водонасыщенных пластов-коллекторов с пористостью 6,8–8,2% (по АК). При опробовании за 120 минут получено 8 м3 мин.воды.
Нижнедевонские отложения на исследуемой территории вскрыты скважинами 2 Западно-Керкавожская, 1 Западно-Лыжская, 41 Северо-Кожвинская, 4 Южно-Лыжская, 15 Южно-Лыжская. Осадки (лохковский ярус – D1lk) формировались в условиях морской трансгрессии и затем значительного обмеления морского бассейна. Современное гипсометрическое положение кровли осадков нижнего девона характеризуется подъемом на север. В этом же направлении увеличивается толщина и стратиграфический объем отложений.
Отложения практически не содержат коллекторов. При испытании скважин притоков пластовых флюидов не получено.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК. Отложения комплекса образуют в ТПП сложный региональный природный резервуар. Сверху резервуар ограничен франской (тиманско-саргаевской) покрышкой, глинистые и карбонатно-глинистые отложения которой характеризуются выдержанностью и удовлетворительными экранирующими способностями.
Стратиграфический объем НГК в пределах Печоро-Кожвинского мегавала принят в составе эйфельского яруса, старооскольского надгоризонта живетского яруса среднего девона, яранского, джьерского и тиманского горизонтов нижнего франа и саргаевского горизонта среднего франа. Основные запасы УВ выявлены в южной части мегавала на структурах Печорогородской ступени и Лыжско-Кыртаельского вала. Структуры северной части мегавала (Мутноматериковый, Лебединский валы) залежей УВ не содержат.
Промышленная нефтегазоносность открытых месторождений рассматриваемого района связана, главным образом, с отложениями данного комплекса. Разведаны и введены в разработку Печорогородское; Печорокожвинское, Южно-Кыртаельское, Кыртаельское; Северо-Кожвинское, Южно-Лыжское и др. месторождения (рис. 1).
Залежи месторождений среднедевонско-нижнефранского комплекса по своему типу, как правило, сводовые пластовые и массивно-пластовые, тектонически экранированные. Залежи приурочены к довольно высокоамплитудным (сотни метров) складкам, которые разбиты тектоническими нарушениями на многочисленные, в различной степени гидродинамически связанные блоки.
Характерной особенностью доманиково-турнейского карбонатного НГК является исключительное разнообразие слагающих его осадков, резкая изменчивость толщин в разных структурно-фациальных зонах, различные условия осадконакопления.
Комплекс представлен карбонатными, карбонатно-глинистыми, глинистыми, песчано-алевритовыми породами, сульфатами, кремнисто-глинисто-карбонатными осадками. Строение доманиково-турнейского комплекса очень сложное, на его формирование оказали влияние множество факторов - обстановки седиментации, вторичные изменения пород, активизация тектонических движений в разное время и т.д.
Одним из наиболее важных поисковых объектов в пределах Печоро-Кожвинского авлакогена в отложениях НГК являются установленные на различных стратиграфических уровнях органогенные постройки, формирование которых обусловлено возникновением, развитием и постепенным «отмиранием» доманиковой впадины, по бортам которой на границе с мелководным шельфом существовали условия для преимущественного развития органогенных и краевых рифогенных построек барьерного типа.
В составе отложений доманикового горизонта выделяют депрессионные, рифогенные и мелководно-шельфовые отложения. Различные фациальные зоны отражают последовательную смену (с востока на запад) обстановок осадконакопления. Аналогичная зональность наблюдается и в вышезалегающих осадках позднефранского и фаменского возрастов, где происходит постепенное смещение окраины мелководного шельфа в сторону бассейна по мере заполнения его осадками.
В доманиковое время на исследуемой территории осадки отлагались в условиях некомпенсированного осадконакопления. Отложения характеризуются очень низкими ФЕС. При испытании этих отложений в большинстве скважин притоков пластовых флюидов не получено.
Ветласянские отложения отражают первую регрессивную стадию развития позднефранского бассейна, являются толщей заполнения и представлены переслаиванием аргиллитов, мергелей. Породы практически не содержат коллекторов.
Сирачойский горизонт, как и доманиковый, представлен депрессионными осадками и практически не содержит коллекторов.
Разнофациальные отложения ухтинской свиты в пределах Печоро-Кожвинского мегавала распространены повсеместно. Выделяются несколько типов разрезов: мелководно-шельфовый, рифогенный и относительно глубоководный. Последний включает в себя фации толщи заполнения и депрессионные аналоги рифовых отложений (доманикоиды).
Барьерный риф ухтинского возраста (Терехевейская рифовая зона) прослежен вдоль западного крыла Мутноматериково-Лебединского вала. Он разбурен на Южно-Терехевейском месторождении.
Среднешапкинская рифовая зона франских барьерных рифов прослеживается на севере Печоро-Кожвинского мегавала на Лебединском и Среднешапкинском поднятиях. Верхнефранские рифы здесь испытали предъюрский размыв.
На Западно-Соплесском месторождении интенсивные нефтепроявления установлены в доманиковых и наддоманиковых верхнефранских карбонатах - притоки нефти получены в скв. 72, 73, 79 и 82.
В пределах Кыртаельско-Печорогородского НГРв разрезепромышленные скопления УВне установлены, однако нефтепроявления отмечены при разведке структур Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия.
На Югидском месторождении в скв. 63 из фаменских отложений был поднят нефтенасыщенный керн (интервал 835–837 м).
Визейско-нижнепермский НГК. Терригенные отложения комплекса в пределах Печоро-Кожвинского мегавала развиты не повсеместно. Осадки полностью отсутствуют в его центральной части в результате предтриасового размыва (Н.И. Никонов, 1996 г.).
Распределение коллекторов и покрышек по разрезу и площади развития комплекса обусловлено условиями седиментации и тектоническим режимом развития территории. Пласты-коллекторы представлены терригенно-алевролитовой толщей кожимского надгоризонта (бобриковский горизонт). Наиболее высокоемкие коллекторы связаны с русловыми, дельтовыми, прибрежно-мелководными фациями, сформированными в условиях активного динамического режима осадконакопления. В это время обширная дельта палеореки располагалась на месте южной части современного Печоро-Кожвинского мегавала. В южном, восточном и северо-восточном направлениях она переходила в прибрежно-морскую зону, а к северу в озерно-аллювиальную. В районах континентального осадконакопления (Нялтаюская, Вадминская структуры) пластов-коллекторов с достаточно высокими ФЕС не выделено. Седиментация в условиях дельт осуществлялась за счет интенсивного приноса терригенного материала речными потоками, здесь происходило накопление пластов небольшой толщины.
Основные коллекторские толщи представлены песчаниками прибрежно-морского генезиса и приурочены к южной части Печоро-Кожвинского мегавала. Открытая пористость кварцевых песчаников достигает 30%, составляя в среднем 15–20%, проницаемость - до сотен миллидарси. Толщины отдельных песчаных пластов составляют всего 1–4 м, суммарная их толщина 10–15 м (Печорокожвинская, Лиственичная площади).
Флюидоупором прибрежно-морских песчаников бобриковского горизонта являются глины в основании тульской карбонатно-терригенной толщи. Они экранируют залежи УВ на расположенных в непосредственной близости от исследуемого района месторождениях. С данным комплексом связана промышленная газоносность Печорогородского месторождения, где в песчаниках нижнекаменноугольного возраста открыта ограниченная по размерам залежь газа. На Печорокожвинском месторождении отмечены многочисленные газопроявления. На Аранецкой и Переборской площадях соседнего Среднепечорского НГР в этих же отложениях выявлены интенсивные нефтепроявления.
На Югидском месторождении в отложениях визейского яруса открыты три залежи тяжелой нефти: в песчаных пластах Ia+б и IIа+б и в карбонатном пласте «К».
Притоки нефти из отложений комплекса получены на Южно-Лиственичном месторождении. Здесь в скв. 81, при испытании в эксплуатационной колонне интервала 653–657 м, получен приток нефти дебитом 2,09 м3/сут по приборам учёта. Продуктивные песчаники мелко- и среднезернистые, кварцевые, пористостью до 27,6%. Нефть плотностью 0,9815 г/см3, содержит 17,7% смол, 0,43% парафина, 13,3% асфальтенов, 1,31% серы. Выявленная залежь имеет ограниченное распространение и непромышленное значение.
В центральной части мегавала, на Среднешапкинской, Мутноматериковой площадях в результате предтриасового перерыва произошел глубокий размыв нижне-средневизейских терригенных отложений и песчаники бобриковского горизонта оказались выведенными на дневную поверхность и не перекрыты флюидоупорами.
В осевой части Лыжско-Кыртаельского вала нижнепермско-каменноугольные отложения в сводах крупных структур размыты и интереса в отношении нефтегазоносности не представляют.
Осадки верхнепермского комплекса практически на всей территории размыты. Лишь на восточном крыле мегавала выделена Печорогородская зона нефтегазонакопления (ЗНГН), в пределах которой на Печорокожвинском месторождении установлены три небольшие залежи в уфимских отложениях верхней перми: газовые в пластах Б и I и газонефтяная, приуроченная к пласту III. Залежи пластовые, сводовые, литологически экранированные. Коллекторами являются русловые песчаники с поровым типом коллектора. Покрышками для залежей служат межпластовые глинистые прослои.
На Печорогородском месторождении при опробовании верхнепермских полимиктовых песчаников выявлена небольшая газовая залежь, при бурении скважин отмечались незначительные нефтепроявления.
В соседнем Среднепечорском НГР на Югид-Соплесском месторождении в верхнепермских отложениях открыта залежь нефти; небольшие газовые залежи в линзовидных песчаниках выявлены на Аранецкой и Войской структурах, в скв. 1 Усть-Воя на Западно-Соплесском месторождении получен приток газа.
Характеристика залежей Южно-Лыжского месторождения
К настоящему времени на Южно-Лыжском месторождении промышленные запасы установлены в семи пластах. Разрез продуктивных поддоманиковых отложений D2ef–D3dzrпредставлен переслаиванием песчаников и алевролитов олигомиктово-кварцевого состава с хорошей, реже средней сортировкой обломочного материала, с линзами и прослоями крупнообломочных пород и прослоев аргиллитов различной мощности. Коллекторами являются песчаники.
Анализ геолого-промысловых материалов позволяет в пределах месторождения выделить три залежи нефти.
- в разновозрастных песчаниках пластов D2 еf-I, D2 еf-II, D2 st основная толща, D3jar нижняя пачка; D3jar основная толща;
- в песчаниках пласта D3dzr- I;
- в песчаниках пласта D3dzr- II.
Основная залежь нефти в разновозрастных отложениях D2еf - D3jar
Исходя из современных представлений о строении месторождения, тектонические нарушения способствовали формированию на основной части месторождения единого резервуара в отложениях D2еf, D2st, D3jar с единым ВНК на абсолютной отметке минус 2673 м.
В скв. 115, по данным ГИС, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора отбивается на отметке минус 2669,7 м, кровля водонасыщенного – на абсолютной отметке минус 2678 м. При испытании перфорированного интервала на отметках минус 2661,9-2664,8 м получен приток безводной нефти.
Основнаязалежь пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная, имеет размеры 10,35´0,925–3,3 км.
В пределах пласта D2еf-I залежь пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная. Нефтенасыщенные коллектора залегают в среднем на глубине в абс.отм. минус 2626 м и развиты на большой площади. Залежь имеет размеры 3,75´1,5 км.
Общая толщина пласта составляет 15–21 м, нефтенасыщенные толщины по скважинам, полностью вскрывших продуктивный разрез, изменяются от 4,7 до 14,1 м, средневзвешенная по площади толщина составляет 9,8 м.
В пределах пласта D2еf-II залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, тектонически нарушенная и экранированная. Нефтенасыщенные коллектора залегают на глубинах в абс. отм. от -2537 м (скв. 108/2) до -2673 м (скв. 103) и залежь имеет размеры: 4,625´1,85 км.
В скважинах, полностью вскрывших продуктивный разрез, установлены эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,9 м (скв. 109) до 6,4 м (скв. 1Р), средневзвешенное по площади значение нефтенасыщенной толщины составляет 3,3 м.
В пределах основной толщи D2st продуктивные песчаники вскрыты в среднем на глубине 2645 м. Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, тектонически нарушенная и экранированная.
По ГИС в скважинах, полностью вскрывших нефтенасыщенную часть разреза, выделяется от 21,5 до 54 м нефтенасыщенных песчаников.
Залежь имеет размеры 8,5´1,0–2,3 км, средневзвешенную по площади толщину – 28,2 м.
В пределах нижней пачки D3jarзалежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, тектонически нарушенная и экранированная. Продуктивные песчаники залегают в интервале абсолютных отметок минус 2406–2673 м и имеют размеры 8,1´0,5–1,75 км.
Общая толщина пласта составляет 40–61 м, нефтенасыщенные толщины по скважинам, полностью вскрывшим продуктивный разрез, изменяются от 0,6 до 13,6 м, средневзвешенная по площади толщина составляет 5,2 м.
В пределах основной толщи D3jarзалежь пластовая сводовая, тектонически нарушенная и экранированная, имеет размеры 10,35´0,925–3,3 км. Нефтенасыщенные песчаники залегают в среднем на глубине 2570 м (абс.отм. минус 2476 м). Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах, которые полностью вскрыли продуктивную толщу, достигают 43,1 м (скв. 104), средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 16,4 м.
Залежь нефти в песчаниках пласта D3dzr-I
Нефтенасыщенные песчаники установлены в четырех скважинах (21, 1Р, 104, 102) в пределах тектонических блоков III, IVа и IVб, расположенных в южной части месторождения. Водонасыщенные коллектора в отложениях D3dzr-I данными скважинами не вскрыты.
Продуктивность песчаников подтверждена испытанием в колонне. В скв. 21 из интервала перфорации 2401,6–2405,2 м (а.о. минус 2306,8–2310,4 м) получен приток нефти. В скв. 104 при совместном испытании в колонне отложений D3dzr–D2ef получен приток нефти дебитом 81,2 т/сут на штуцере 7 мм.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0,9 м (скв. 21) до 3,1 м (скв. 102), средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 1,5 м.
Залежь нефти в песчаниках пласта D3dzr-II
Нефтенасыщенные коллектора выявлены в двух скважинах (21, 22) в тектоническом блоке IVб на небольшом участке. Водонасыщенные песчаники в отложениях D3dzr-II данными скважинами не вскрыты, таким образом, ВНК по залежи не установлен.
Продуктивность песчаников подтверждена испытанием в колонне скв. 21, 22. Так, в скв. 22 при опробовании интервала перфорации 2340,0–2355,0 м (а.о. минус 2245,4–2260,3 м) получен приток нефти дебитом 26,5 м3/сут на штуцере диаметром 5 мм.
Тектоническое нарушение F2a разделяет линзу на два гидродинамически связанных участка (район скв. 21, район скв. 22). Залежь имеет размеры 1,5´0,375 км, средневзвешенную по площади толщину 4,3 м.
Нефть поддоманиковых залежей Южно-Лыжского месторождения, приведенная к стандартным условиям, легкая, смолистая, высокопарафинистая, малосернистая. При температуре 20 0С нефть не движется, текучесть наступает при температуре выше 30 0С.
Источник: Отчёт о результатах бурения разведочной скважины № 31 Южно-Лыжская в пределах лицензионного участка ООО "ЛУКОЙЛ-Коми". Лицензия СЫК 13213 НЭ. Дополнительное соглашение № 42/2015/15Y007. Кузькоков К.В. и Филиппов Г.С. 2015