Файл: Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа.pdf

сов. Наиболее выдержанными в региональном плане являются пес­ чаники III и 1в пластов, на примере которых нагляднее всего можно проследить закономерности изменения характера залежей и свойств нефтей и газов по площади в зависимости от гипсометри­ ческого положения и времени формирования структур и ловушек.

стоку от Печорской гряды койвенский горизонт отсутствует. Глу­ бина его залегания в Ижма-Печорской впадине от 920 м на Нибели до 3000 и более на Пашне. Мощность пласта от 20 до 70 м. Эффективная мощность песчаников составляет 30—70% общей мощности пласта. Пористость и проницаемость песчаников на Ярегском месторождении соответственно 23,0% и 2813 мД. На За­ падной Изкосьгоре 20,6% и 935 мД, на месторождениях ОмраСойвинского района 19,7% и 560 мД, и на Западном Тэбуке 18,2% и 534 мД, и на Пашиинском и Мичаюском месторождениях 6—■ 12% и единицы — десятков миллидарси. Коллекторские свойства закономерно ухудшаются от восточного склона Ухто-Ижемской складки к наиболее погруженным структурам Ижма-Печорской впадины. В этом же направлении закономерно меняются свойства газа и нефти.

Так, на наиболее гипсометрически приподнятом Ярегском ме­

(0,4%) и высокосмолистая нефть, почти полностью дегазиро­ ванная.

В месторождениях Верхнеижемского района юго-восточного склона Тимана в III пласте на глубинах 600—900 м содержатся залежи преимущественно метанового газа, с небольшими по мощ­ ности оторочками из тяжелых нефтей (0,944—0,912 г/см3), очень сходных с нефтями Ярегского месторождения. Еще далее на юговосток в пределах Омра-Сойвинского поднятия плотность нефти

месторождениях. Оба последних месторождения в III пласте со­ держат крупные газовые залежи в виде газовых шапок. Во всех месторождениях Верхнеижемского и Омра-Сойвинского районов давление насыщения нефти газом практически равно пластовому давлению, и часть газа находится в свободном состоянии. В более погруженном Западно-Тэбукском месторождении (глубина 1900— 2000 м) в III пласте содержится крупная залежь легкой (0,858 г/см3), резко недонасыщенной газом, нефти. Нефть мало­

151

площадях в отложениях III пласта промышленных залежей нефти и газа не установлено, а на Пашнинской структуре в плотных песчаниках III пласта на глубинах 3100—3250 м выявлена срав­ нительно небольшая газоконденсатная залежь с оторочкой из

меняется и состав газов газовых шапок и растворенных в нефти за счет постепенного увеличения содержания тяжелых углеводо­ родов от 0,1—0,4% в районе Яреги до 0,5—1,0% в месторожде­ ниях Верхнеижемского района, 4,2% на Омро-Сойвинском подня­ тии и 14—16% в газоконденсатной залежи Пашнинского место­ рождения.

Залежи нефти и газа в III пласте обычно пластовые сводовые (Ярега, Седьиоль, Войвож, Нибель, Нижняя Омра, Западный Тэ­ бук), но встречаются также структурно-стратиграфические или -стратиграфически экранированные (Западная Изкосьгора, Ваиью) и литологически экранированные (Нижняя Омра). Дебиты про­ дуктивных скважин из III пласта колеблются от десятков ты­ сяч до миллиона кубометров газа в сутки и от нескольких тонн до 300—400 т/сут нефти. Скважины, вскрывающие залежи тяже­ лой и очень вязкой нефти (Ярега, Седьиоль, Войвож, Западная Изкосьгора) обычно характеризуются невысокими дебитами.

Залежи в песчаниках Па и Пб пластов имеют ограниченное распространение. Газовые залежи с оторочками из тяжелой нефти (0,940—0,930 г/см3) выявлены на Кушкоджском, С.едьиольском и Западно-Изкосьгоринском месторождениях, а залежи легкой нефти установлены на Западно-Тэбукском и Джьерском место­ рождениях. По физико-химическим свойствам нефти и газы Па и Пб пластов близки к нефти III пласта. Залежи относятся к пла­ стовым сводовым (Кушкодж, Седьиоль, Западный Тэбук) и стра­ тиграфически экранированным (Западный Тэбук, Западная Из­ косьгора). Приток парафинистой нефти с газом получен также на Кыртаиольской площади Печорской гряды.

Песчаники 1в пласта живетского яруса (старооскольский горизонт) имеют региональное распространение в Ижма-Печор- ской впадине. Мощность их увеличивается к востоку от 0 до 350— 400 м.

Пористость песчаников 1в пласта, так же как и в III пласте эйфельского яруса, закономерно уменьшается в восточном направ­ лении с увеличением глубины залегания слоев от 24% на Яреге, 22% на Войвоже, 20% на Верхней Омре и Нижней Омре до 18,3% на Джьере, 15% на Западном Тэбуке и 11,6—13,5% на Лузе, Мичаю, Восточном Савиноборе и Пашне. В районе Печорской гряды пористость песчаников обычно не превышает 11%. С уменьшением

152

пористости закономерно снижаются средние значения проницае­ мости песчаников от 3173 мД на Яреге и 1440 мД на Войвоже до 783 мД на Джьере, 308 мД на Западном Тэбуке и 90—30 мД на структурах Мичаю-Пашнинской зоны.

Залежь тяжелой нефти в живетском ярусе эксплуатируется на Ярегском месторождении (возраст верхней части III пласта здесь, датируется живетом), газонефтяные залежи разведаны на Войвожском, Нибельском, Верхне- и Нижнеомринском месторожде­ ниях. Чисто нефтяные залежи выявлены на Джьерском, ЗападноТэбукском, Мичаюском, Врсточно- и Северо-Савиноборском и Пашнинском месторождениях. Газоконденсатная залежь небольших размеров установлена на Джеболе. Плотность нефтей закономерно уменьшается с увеличением глубины залегания от 0,942 г/см3 на Яреге и 0,867 г/см3 на Нибели до 0,856 г/см3 на Нижнеомринском и Западно-Тэбукском месторождениях, 0,851 г/см3 на Мичаю,. 0,846 г/см3 на Восточном Савиноборе и 0,836 г/см3 на Пашне. Не­ значительные отклонения в сторону облегчения нефтей, наблюдаю­ щиеся на Войвожском (1г пласт) и Джьерском месторождениях, объясняются особенностями геологического строения, условиями формирования и сохранения залежей. Газовый фактор растет с уве­ личением глубины залегания залежей и пластового давления от 109 м3/т на Джьерском месторождении до 149 м3/т на Пашне.. В газонефтяных залежах Войвожа, Нибели, Верхней и Нижней Омры давления насыщения нефти практически равны пластовым давлениям, а в более погруженных месторождениях Ижма-Печор- ской впадины (За-падный Тэбук, Мичаю, Северный Савинобор,. Восточный Савинобор) давление насыщения колеблется в пре­ делах 134—127,5 кгс/см2 при изменении пластовых давлений от 188 до 281 кгс/см2. Несколько увеличенное давление насыщения

Таким образом, нефти Западного Тэбука и группы месторож­ дений Мичаю-Пашнинской зоны резко недонасыщены газом. Со­ держание серы в них имеет тенденцию к снижению от 1,1% на Яреге до 0,29% на Пашне, но четкой закономерности не наблю­ дается. Так, от Нибельского месторождения к Верхне- и Нижнеомринскому и далее к Джьерскому содержание серы возрастает от 0,34 до 0,64% при снижении плотности соответственно от 0,867 До 0,854 г/см3, а затем уменьшается к Пашне до 0,29—0,40%. Нет четкой закономерности и в содержании парафина, количество ко­ торого в нефтях колеблется от долей процента (0,4% на Яреге) до 4,47% (на Нижней Омре).

В песчаниках 1в пласта выявлены залежи самых различных типов: пластовые сводовые (Джьер, Нижняя Омра, Северный Са­ винобор), стратиграфически экранированные (Нибель, Западный Тэбук), рукавообразные (Войвожская галечниковая залежь), ли­ тологически экранированные (Восточный Савинобор, Джебол) и

15»

массивные (Пашня, Мичаю). Дебиты газа достигают нескольких -сотен тысяч кубометров в сутки, дебиты нефти — сотен тонн

всутки.

Всеверных районах Тимано-Печорской провинции жнветские отложения продуктивны на структурах Печоро-Кожвинского мега-

вала (Печоро-Городское, Печоро-Кожвинское и Кыртаиольское га­ зоконденсатные месторождения), на Усинской и Харьягинской структурах Колвинского мегавала, Верхнегрубешорской структуре Шапкина-Юрьяхинского вала. Отмечены также газопроявления при вскрытии этих отложений на Еджид-Кыртинской структуре

вПредуральском прогибе.

Всеверных районах промышленно газоносными являются пес­

чаники верхней части живетского яруса, залегающие на глубинах 3000—3800 м. Эффективная мощность песчаников от единиц мет­ ров в зоне выклинивания до 130 м, пористость 7—14%, про­ ницаемость первые десятки, реже сотни миллидарси. Песчаники невыдержаны как по площади, так и по разрезу. Залежи газа пластовые сводовые с большим количеством конденсата (340 г/м3). Дебиты достигают 150—700 тыс. м3/сут.

Нефти среднего девона на севере провинции также легкие (плотность от 0,82 г/см3 на Верхнем Грубешоре до 0,85 г/см3 на Усе), имеют вязкость 15—300 сСт (при 20° С), малосмолистые, средне-сернистые, парафиновые (содержание парафина при темпе­ ратуре до 6° С на Харьяге 16—34%).

Пластовые давления обычно значительно выше гиростатического — на Верхнем Грубешоре разница составляет 20—25 кгс/см2, на Усе 30—40 кгс/см2. Давление насыщения намного ниже пласто­ вого — на Усе разница составляет 245—265 кгс/см2, на Верхнем Грубешоре 295—305 кгс/см2. Нефти сильно недонасыщены газом (газовый фактор на Усе 57 м3/т). Залежи сводовые, структурно­ стратиграфические.

Песчаники 16 и 1а пластов пашийского горизонта широко раз­ виты в южной части Ижма-Печор-ской впадины и в Верхнеижемском районе юго-восточного склона Тимана. При относительно вы­ держанной мощности горизонта в целом пласты песчаников имеют сложное строение, местами быстро замещаются плотными алевро­ литами. Однако отдельные линзовидные тела песчаников -соеди­ нены между собой в единую гидродинамическую систему, на что указывают близкие к гидростатическим пластовые давления и приуроченность почти всех залежей нефти и газа к сводовым ча­ стям антиклинальных структур. Мощность песчаников меняется от 0 до Юм, реже до 15—20 м. Их коллекторские свойства в об­ щем, так же как и в среднедевонских отложениях, ухудшаются от месторождений Верхнеижемского и Омра-Сойвинского района, где средние значения пористости и проницаемости достигают 20—22%

154