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

Газовые и газонефтяные залежи в пашийском горизонте выяв­ лены на Кушкоджском, Седьиольском, Войвожском, Нибельском, Верхнеомринском и Нижнеомринском месторождениях на глубинах от 600 до 1100 м. Чисто нефтяные залежи установлены на Айювинском, Джьерском, Западно-Тэбукском, Северо-Савиноборском, Во-

нефть в оторочках тяжелая, плотность соответственно 0,925 и 0,885 г/см3. В остальных месторождениях Верхнеижемского района и Ижма-Печорской впадины нефти пашийского горизонта более легкие (плотность от 0,885—0,867 г/см3 до 0,836 г/см3), причем на многопластовых месторождениях обычно наблюдается некоторое уменьшение плотности нефти снизу вверх, от 1в пласта к Гб и 1а пластам. Однако бывает отклонение от этой закономерности. Обычно нефти пашийских отложений легкие, слабосернистые (ме­ нее 1%), парафинистые (2—4%), с содержанием фракций, выки­ пающих до 200° С, от 20 до 32%. Резко отличаются высоким содер­ жанием парафина (до 12%) нефти из пашийских песчаников скв. 53 Джебол, пробуренной в районе Троицко-Печорска на южном склоне Омра-Сойвинского поднятия, и скв. 201 Луза.

В газонефтяных залежах Верхнеижемского и Омра-Сойвинскога районов давления насыщения нефти газом близки к пластовым дав­ лениям и составляют 58—76 кгс/см2, а газовый фактор меняется в пределах 65—84 м3/т. На Джьерском месторождении давление насыщения равно пластовому и составляет 150 кгс/см2 при газо­ вом факторе в 109 м3/т. На Северо-Савиноборском и Восточно-Са- виноборском месторождениях нефти резко недонасыщены газом и давление насыщения меняется от 128 до 133,5 кгс/см2 при пласто­ вых давлениях в 245—282 кгс/см2. Залежи обычно относятся к типу пластовых сводовых и осложнены резкой литологической измен­ чивостью песчаников. Встречаются и литологически экранирован­ ные залежи (Джебол, Нижняя Омра и др.).

Залежи нефти в кыновских и саргаевских отложениях выявлены на Чибыоском, Кыкаельском и Нижнечутинском месторождениях. На Чибыоском месторождении нефтеносный пласт залегает на глу­ бинах от 501 до 336 м и содержит легкую (0,871 г/см3), сернистую (0,88%) слабопарафинистую (0,9%) нефть. На Кыкаельском место­ рождении песчаники кыновского горизонта (пласт А) вскрыты на глубине 2085—2090 м и содержат нефть плотностью 0,853 г/см3, ма­ лосмолистую (6,9%), сернистую (0,67%), парафинистую (2,2%). Пластовое давление здесь 197,5 кгс/см2, температура 74,0° С, дав­ ление насыщения газом 116 кгс/см2, газовый фактор 95,3 м3/т. За­ лежи приурочены к линзовидным телам песчаников, залегающих среди глин и глинистых известняков.

155,

Среднедевонско-нижнефранский комплекс характеризуется общ­ ностью условий формирования и близким химическим составом вод разных горизонтов на каждом месторождении, что позволяет рас­ сматривать его как единый водоносный комплекс. Дебиты сква­ жины достигают нескольких сотен кубометров в сутки. Химизм вод этого комплекса значительно меняется по площади с явной тенден­ цией к увеличению минерализации от 101—160 г/л на глубинах

700—1000 м до 235—280 г/л на глубинах 1450—3200 м. Значения

вод, характерной для горизонтов с хорошей гидрогеологической за­ крытостью и весьма затрудненным водообменом. Состав газов, растворенных в воде и нефти, изменяется от преимущественно метанового на наиболее приподнятых структурах и месторожде­ ниях Ухтинского и Верхнеижемского районов до метанового с при­ месью тяжелых углеводородов и азота на более погруженных ме­ сторождениях Омра-Сойвинского района и азотнометанового (Ы2 до 17—44%) в водах еще более погруженных нефтяных месторож­ дений Ижма-Печорской впадины.

Формирование пластовых вод поддоманиковых продуктивных отложений, по-видимому, происходило в основном за счет отжима­ ния седиментационных вод в пласты-коллекторы из глинистых, гли­ нисто-карбонатных и глинисто-алевролитовых осадков среднего и низов верхнего девона, при постепенном погружении последних на значительную глубину. Отчетливо выраженной области разгрузки водоносного комплекса продуктивной поддоманиковой толщи де­ вона пока не установлено. Водоупором является регионально про­ слеживающаяся толща глин и мергелей кыновского и саргаевского горизонтов.

Покрышкой для залежей углеводородов в терригенных средне- девонско-нижнефранских отложениях служит регионально разви­ тая преимущественно глинистая кыновско-саргаевская толща мощ­ ностью от 20 до 300 м. Литологический состав покрышки и ее мощ­ ность не выдержаны, экранирующие свойства, видимо, на ряде участков недостаточные, о чем, возможно, косвенно свидетельствует недонасыщенность нефтей газом. Однако в районах разрастания мощности покрышки или присутствия в разрезе толщи глин, мер­ гелей и глинистых известняков верхнефранского подъяруса эта покрышка служит надежным экраном для скоплений флюидов.

Верхнедевонский комплекс

В карбонатных отложениях верхнего девона нефтепроявления и промышленные залежи нефти установлены от мендымских слоев до верхнего фамена. Из верхнефранских отложений нефть получена в Ижма-Печорской впадине на Троицко-Печорской, Западно-Тэбук- ской и Лузской площадях, на Печорской гряде — на Каменской

156

площади. В районе Троицко-Печорска в скв. 28 из интервала 1070—1060 м получен незначительный приток тяжелой нефти плот­ ностью 0,899 г/см3, смолистой (10,5%), сернистой (0,98%), пара­ финистой (3,8%)- Залежь литологически ограниченная.

На Западно-Тэбукском месторождении с глубины 1410—1476 м получены притоки нефти плотностью 0,876 г/см3, сернистой (1,10%),

26,8 м3/т. Залежь массивного типа.

На Лузской структуре фонтанный приток нефти получен из пласта, залегающего на глубине 1987—1980 м, пластовое давление 200 кгс/см2, температура 58,6° С, давление насыщения 94,0 кгс/см2, газовый фактор 59,7 м3/т. Нефть легкая (0,857 г/см3), малосмоли­ стая (5,8%), сернистая (0,58%), сильнопарафинистая (6,6%). За­ лежь пластовая.

В фаменских известняках нефтепроявления широко распростра­ нены на структурах Ижма-Печорской впадины, Печорской тектони­ ческой гряды и Колвинского мегавала. На ряде площадей выяв­ лены промышленные запасы нефти (Западный Тэбук, Северный Савинобор, Пашня, Уса). Непромышленные притоки тяжелой нефти получены на Мутно-Материковой и Джьерской площадях. Нефти тяжелые (0,947 и 0,949 г/см3) с содержанием серы 0,41 и 1,45%, беспарафиновые (0,3 и 0,6%). На Северо- и Восточно-Са- виноборском, Пашнинском и Западно-Тэбукском месторождениях нефти залегают на глубинах 1250—1440 м. Нефти утяжеленные

(0,861—0,876 г/см3), смолистые (10,3—21,3%), сернистые (0,74— 1,50%), парафинистые (1,1—3,3%). Пластовые давления в зави­ симости от глубины залегания залежей колеблются от 111 до 144 кгс/см2 давления насыщения 50,8—56,0 кгс/см2, газовые фак­ торы 8,2—14,5 м3/т. На Лузской и Усинской структурах нефть в фаменских отложениях получена с глубин соответственно 1851—■ 1860 и 2047—2209 м (скв. 11 Уса). Залежь на Лузе характери­

стая (0,35%), сильно парафинистая (6,6%). На Колвинском мегавале нефть также легкая (0,832—0,878 г/см3), на Усинской пло­ щади плотность нефти 0,82 г/см3, на Возейской и Харьягинской

0,84 г/см3.

Таким образом, в карбонатных отложениях верхнего девона плотность нефти имеет тенденцию к уменьшению с увеличением глубины.

Основными коллекторами карбонатной толщи являются карбо­ натные пласты, приуроченные к региональным и местным страти­ графическим несогласиям, выдержанные по площади коллекторы, связанные с регрессивными ритмами осадконакопления, а также рифогенные образования. Пористость известняков от нескольких процентов до 25—28%. Дебиты скважин от единицы до нескольких

157

десятков тонн в сутки. Ряд скважин на Западно-Тэбукском месторождении, вскрывших кавернозные биогермные известняки верхнего девона, оказался исключительно высокодебитным, сво­ бодный дебит до 1000 м3/сут нефти. Покрышками залежей служат

зонта.

обширные территории выходов верхнедевонских известняков на по­ верхность и под четвертичные отложения вдоль восточного склона Тимана, на Печоро-Кожвинском мегавале и по западному склону Урала. Вблизи от областей питания встречаются слабо солонова­ тые и даже пресные воды сульфатнонатриевого типа. По мере по­ гружения верхнедевонских отложений к центральной части ИжмаПечорской впадины и в Предуральский прогиб минерализация вод

сульфатнонатриевые воды сменяются хлоркальциевыми рассолами, характерными для зон затрудненного водообмена. Водоносные и нефтеносные горизонты этого комплекса характеризуются мень­ шими напорами, чем горизонты среднего девона и перми. Раство­ ренные в воде газы в зависимости от месторождения и глубины опробованных интервалов имеют метановый, азотнометановый или азотный состав, иногда с присутствием значительных количеств углекислого газа. Водоупором является пачка пестрых глин алексинского горизонта и глинистые известняки михайловского гори­ зонта визейского яруса, а в Верхнепечорской впадине Предуральского прогиба, где развита мощная терригенная толща турнейскоговозраста, глинистые пачки в основании последней.

Турнейский комплекс

Комплекс содержит залежи нефти и газа в песчано-алевритовых и карбонатных пластах. В турнейской терригенной толще ВерхнеПечорского района на глубинах 900—1200 м выявлен ряд мелких нефтяных и газоконденсатных залежей на Джебольской, СевероМылвинской, Ягтыдинской и Троицко-Печорской площадях. Нефти очень легкие (0,803—0,837 г/см3), слабосернистые и сернистые (0,13—0,58%), парафинистые (2,0—4,3%), с высоким содержанием бензиновых фракций (до 200° С выкипает 25,0—45,0%). На Джеболе вскрыты газоконденсатные залежи. Газ содержит азота 2,9— 3,9%, углекислого газа 0,1%, метана 78,8—83,5%, тяжелых углево­ дородов 12,8—17,8%- Выход конденсата при давлении в сепарато­ рах 60 кгс/см2 составляет 25—33 г/см3, газоконденсатный фактор

158

30 000—40 000 м3/т. Коллекторские свойства песчаников низкие. По­ ристость, как правило, менее 10% (в единичных образцах 17— 18%). Большинство малопористы/х образцов непроницаемы, а в ос­ тальных проницаемость меняется от 6 до 80—90 мД, редко дости­ гая 20 мД. Практически все залежи нефти и газа приурочены к го­ ловам выклинивающихся вверх по восстанию прослоев песчаников, заключенных в толще глин, и относятся к типу литологически ограниченных.

Карбонатные отложения турнейского яруса в восточной части Ижма-Печорской впадины содержат продуктивные горизонты на структурах Мичаю-Пашнинской зоны (Пашнинская и Северо-Сави- ноборская структуры) и, вероятно, связаны с закарстованными из­ вестняками поверхности размыва. Залежи, возможно, сводовые. Промышленный приток получен на Северо-Савиноборском место­ рождении.

Воды терригенного турне меняются от совершенно пресных (0,4— 0,6 г/л) до крепких метаморфизованных рассолов (187—240 г/л).

Визейский комплекс

В средневизейской песчано-глинистой толще (аналоги бобриковского горизонта) нефтегазоносность песчаников установлена на Омра-Сойвинском поднятии и структурах Печоро-Кожвинского мегавала. На Нижнеомринском месторождении песчаники с глубины 245—247 м насыщены нефтью плотностью 0,958 г/см3, сернистой (0,90%), практически не содержащей бензиновых фракций. На Покчинской площади с глубины 418—429 м получена также тяжелая (0,936 г/см3) сернистая (0,99%) парафинистая (3,1%) нефть с содер­ жанием выкипающих до 200° С фракций 3,8%. В южной части Пе­ чоро-Кожвинского мегавала пропитанные битумом песчаники выхо­ дят на поверхность в своде Войской антиклинали и залежи нефти выявлены на Худоиольской, Югидской, Южно-Лиственичной, Печоро-Городской, Песчанской и Аранецкой структурах. На Худо­

тяжелая (0,983—0,988 г/см3), смолистая (18,0—21,0%), сернистая

(1,33%), слабопарафинистая (1,1%) нефть. На Югидской струк­ туре из этих же песчаников с глубины 550 м получена нефть плот­ ностью 0,938—0,950 г/см3.

Уменьшение плотности нефти с глубиной наблюдается и в це­ почке структур Печорогородской зоны. Здесь на Южно-Лиственич­ ной площади (глубина 650 м) получен приток нефти плотностью 0,982 г/см3, сернистой (1,31%), смолистой (17,2%), беспарафинистой (0,4%) близкой по свойствам к «удоиольской нефти. На Пе­ чоро-Городской структуре (глубина 1000 м) получена сернистая (1,15%) нефть плотностью 0,940 г/см3 и выявлена небольшая за­ лежь газа в кровле песчаников. На Песчанской структуре нефть бо­ лее легкая (0,895 г/см3), сернистая (1,05%), парафинистая (2,3%), смолистая (12,9%), содержание бензиновых фракций 18%. На еще

159