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

более погруженной Аранецкой структуре (глубина 2280 м) полу­ чена легкая нефть (0,842 г/см3), содержащая 3,0% парафина, 7,4% смолы, 0,66% серы и 29% фракций, выкипающих до 200° С. Пла­ стовое давление в залежи 244 кгс/см2, давление насыщения 240,5 кгс/см2, т. е. нефть почти полностью насыщена газом. Газо­ вый фактор 210,0 м3/т, температура в пласте 42,9° С. Все залежи в средневизейских песчаниках кроме Югидской, небольшие. Боль­ шинство из них лишь представляют собой остатки ранее сущест­ вовавших залежей. О разрушении залежей в визейских песчани­ ках свидетельствуют многочисленные нефтепроявления в вышеле­ жащих трещиноватых известняках и доломитах визейского яруса и перми. Коллекторские свойства песчаников яснополянского надгоризонта высокие, пористость достигает 25%, а проницаемость

275мД.

Вкавернозных доломитах окского и серпуховского надгоризон-

тов, залегающих под ангидрито-доломитовой покрышкой окского надгоризонта, выявлены залежи легкой нефти на Усинской и Южно-Шапкинской структурах. Нефти с невысоким газовым фак­ тором, низким давлением насыщения и плотностью 0,86 и 0,81 г/см3.

Воды яснополянского подгоризонта имеют минерализацию от 15 до 128 г/л и сравнительно невысокую степень метаморфизации:

("Я Г =0,72-0,80 fC‘^ Na'= 1,70-2,62 §[ = 232-233), свидетель­

ствующую о недостаточно хорошей гидрогеологической закрытости этих отложений. Отмечается увеличение минерализации вод с глу­ биной. Дебиты скважин достаточно высоки, так как песчаники имеют хорошие коллекторские свойства. Поскольку песчаники ясно­ полянского надгоризонта залегают без глинистого раздела на турнейских известняках, в свою очередь сообщающихся с верхнеде­ вонскими, то, вероятно, и воды этих отложений имеют непосредст­ венную связь между собой.

Среднекаменноугольно-нижнепермский комплекс

Внижнепермских, верхне- и среднекаменноугольных карбонатах

итерригенно-карбонатных отложениях нефтегазопроявления и про­ мышленные залежи выявлены в юго-восточной части Ижма-Печор- ской впадины, в Верхнепечорской впадине Предуральского про­

гиба, в Денисовской впадине, в южной части Хорейверской впадины и на Колвинском мегавале. Нефтегазоносны пористые и трещино­ ватые разности известняков и доломитов. На юге Ижма-Печорской впадины нефтеносны артинские и кунгурские известняки Пашнинского и Северо-Савиноборского месторождений. На Северо-Савино- борской площади получен слабый приток тяжелой нефти (0,90 г/см3). На Пашнинской структуре выявлена значительная по размерам залежь нефти плотностью 0,873—0,902 г/см3 с содержа­ нием парафина 0,7—2,5%, серы 0,58—1,51%. смолы 8,9—11,9% и

бензиновых фракций, выкипающих до 200° С, 14,0—20,5%. Пласто­ вое давление на Пашне в скв. 69/2 составляет 93,8 кгс/см2, давле-

160

ние насыщения 42,5 кгс/см2, газовый фактор 14,1 м3/т. Средняя по­ ристость известняков 12—14,0%.

В южной части Верхнепечорской впадины на Восточно-Палью- ской площади в скв. 506 из кунгурских известняков с глубины 884—906 м получены притоки легкой нефти (0,816—0,844 г/см3), парафинистой (1,6—2,2%), слабосернистой (0,39—0,56%), смоли­ стой (3,4—5,4%), с большим выходом фракций, выкипающих до 200° С (39,6—27,5%), с высоким газовым фактором. На Курьинской структуре из артинских известняков и плотных известковистых аргиллитов получены притоки газа дебитами от нескольких тысяч до 100 тыс. м3/сут и более. Пористость коллектора изме­ ряется единицами процентов (средняя 3—4%) и проницаемость — долями миллидарси. Пластовое давление на глубине 820 м состав­ ляет 132 кгс/см2. Покрышкой служат ангидриты кунгура. Газ ме­ тановый (84,8—93,5%), с содержанием гомологов метана от 4,3 до 9,3% и азота 1,6—7,8%. В известняках филипповской свиты кун­ гура среди ангидритов выявлена также газовая залежь с пласто­ вым давлением в 65 кгс/см2 на глубине 760—790 м.

На Рассохинской площади ограниченные по размерам литологи­ ческие залежи выявлены в пермско-каменноугольных карбонатных и верхнеартинских терригенно-карбонатных отложениях на глуби­ нах 1200—2000 м. Газ азотно-метановый, он почти не содержит конденсата. Покрышкой для артинской залежи служат ангидриты кунгура, для нижележащей залежи — глины верхнеартинского воз­ раста. Коллекторы выдержаны по площади.

В северной части Верхнепечорской впадины выявлено крупней­ шее Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Газонасыщен­ ными являются карбонатные породы от подошвы кунгура до визе включительно, слагающие ядро крупной антиклинальной складки. Этаж газоносности превышает 1400 м. Кровля залежи вскрыта на глубине 2180 м пробуренными в контуре газоносности скважинами. Газоводяной контакт проводится условно на отметке минус 3316 м. Пластовое давление в своде складки на глубине 2200 м 342 кгс/см2. Газ Вуктыльского месторождения метановый (74,6%), с повышен­ ным содержанием метана и более тяжелых его гомологов (10,2%), а также азота (4,4%). Пористость нижнепермских известняков составляет от долей процента до 2—3% и редко достигает 6—7%. Среднекаменноугольные известняки более чистые, пористость их достигает 24% (в среднем 12—14%). Абсолютно свободные дебиты скважин измеряются 2—5 млн. м3/сут. В каждом кубометре газа содержится 500 см3 стабильного конденсата плотностью 0,728 г/см3. Сохранность газовой залежи обеспечивается мощной гипсо-ангид­ ритовой толщей кунгурского яруса.

На Усинском месторождении Колвинского мегавала из нижне­ пермских, верхне- и среднекаменноугольных известняков с глубины 1100—1409 м получена тяжелая нефть плотностью 0,971—0,976 г/см3, смолистая (21,7—'24,2%), сернистая (1,66—-2,05%), беспарафиновая (0,1—0,3%), с низким содержанием бензиновых фракций (до

200° С выкипает 2,8—8,0%). Коллектором являются трещиноватые и участками выщелоченные до карбонатной муки известняки по­ ристостью от нескольких процентов до 25—30%. Залежь массив­ ного типа, дебиты скважин при глубиннонасосной эксплуатации достигают 40 т/сут. В Денисовской впадине установлены залежи нефти, газа и конденсата на Шапкинской, Южно-Шапкинской и Лаявожской структурах в нижнепермско-каменноугольных извест­ няках, залегающих на глубинах 1700—2250 м. Нефть легкая (0,840 г/см3), малосернистая (0,41%), парафинистая с высоким га­ зовым фактором и давлением насыщения равным пластовому. За­ лежи сводовые с газовыми шапками.

В Большесынинской впадине Предуральского прогиба получены первые нефтепроявления при бурении параметрической скв. 1 Сыня из карбонатных отложений нижней половины артинского яруса (глубина 3485—3505 м). Нефть тяжелая (0,917 г/см3), малосмо­ листая, малосернистая (0,37%), с большим содержанием масел и асфальтенов и низким содержанием бензиновых фракций (4%).

Небольшая залежь газа в песчаниках кунгурского яруса уста­ новлена на Аранецкой площади. Отмечено также нефтенасыщение нижнепермско-каменноугольных известняков на Среднемакарихинской и Салюкинской структурах в Хорейверской впадине. Покрыш­ ками для залежей в пермско-каменноугольных карбонатах слу­ жат, как правило, более плотные пласты внутри толщи и широко развитая карбонатно-глинистая артинская толща.

Минерализация пластовых вод комплекса в зависимости от глу­ бины залегания и степени гидрогеологической закрытости от 0,1 до 256,8 г/л, степень метаморфизации также разная. В сильно закарстованных районах Омра-Сойвинского поднятия дебиты воды от­ дельных источников и скважин достигают нескольких тысяч кубо­ метров в сутки. Водоупором служат обычно гипсово-ангидритовые толщи, загипсованные и плотные глинистые породы кунгурского яруса или глинистые отложения верхней перми. Восполнение за­ пасов пластовых вод происходит за счет инфильтрации вод в об­ ласти выходов карбонатных пород карбона и перми по западному борту Печорской впадины и Тиману, на Западном склоне Урала, Печоро-Кожвинском мегавалу и гряде Чернышева.

Верхнепермско-триасовый комплекс

В верхнепермских терригенных отложениях залежи легкой и тяжелой нефти установлены на Велыоской, Лемьюской, Мичаюской, Савиноборской и Исаковской площадях в Ижма-Печорской впа­ дине, на Усинской структуре Колвинского мегавала, небольшие га­ зовые залежи с нефтяными оторочками встречены на структурах Печоро-Кожвинского мегавала и газовая залежь — на Василковской структуре Шапкина-Юрьяхинского вала. Песчаники верхне­ пермских отложений литологически изменчивы, пористость и про­

162

ницаемость варьирует в широких пределах. Наиболее пористы пес­ чаники на Тэбук-Савиноборской и Лемыо-Ираельской площадях Ижма-Печорской впадины, где средние значения пористости дости­ гают 21,5—23,0%. На структурах Печорогородской зоны и Колвинского мегавала средняя пористость песчаников составляет 17,6— 17,8%- В отдельных образцах проницаемость достигает 2,5 и даже 5,0 Д. Сохраняется общая тенденция к облегчению нефтей по мере приближения залежей к Предуральскому прогибу.

В Ижма-Печорской впадине нефтеносность приурочена к регио­ нально развитой песчаной пачке в основании казанского яруса (глубина 450—850 м). Нефти преимущественно плотностью 0,85— 0,91 г/см3, с содержанием серы от 0,6 до 2% и парафина 0,7—2,8%. Залежи литологически ограниченного типа. На Усинском место­ рождении песчаники верхней перми нефтенасыщены густой, прак­ тически нетекучей нефтью в интервале глубин 1047—1120 м. На Печоро-Городской, Печоро-Кожвинской, Аранецкой площадях в верхней перми вскрыты небольшие залежи литологического типа. Плотность нефти 0,87 г/см3, содержание серы менее 1%.

На Василковской структуре промышленный приток газа деби­ том 335 тыс. м3/сут с небольшим количеством конденсата получен в интервале 1797—1743 м из песчаников верхней перми. Перфори­ ровано всего 12 м газоносных песчаников. Выше в разрезе до глубины 1480 м выделяется еще несколько газоносных пла­ стов, а общая эффективная мощность песчаников составляет около 60 м.

Впоследнее время прямые нефтегазопроявления установлены

ив отложениях мезозоя. На Шапкинской площади Денисовской впадины в интервале глубин 1135—1146 м получен фонтан газа из базального пласта песчаников в основании триаса. Песчаные кол­

лекторы залегают в виде не выдержанных по площади пластов среди непроницаемых глин и алевролитов в отложениях верхнего триаса, средней и верхней юры и мела и достигают мощности 100 м. На ряде площадей Нарьян-Марская, Шапкинская, Усинская, Аранецкая ранее отмечались незначительные проявления газа в виде выбросов и разгазирования глинистого раствора при буре­ нии скважин. Газы углеводородные, содержание метана достигает 95,5%. Коллекторские свойства песчаников высокие — пористость до 20—30%, проницаемость от 100 до 3000 мД. Промышленное скопление газа в мезозойских отложениях вследствие их слабой изученности пока встречено только на Шапкинской структуре.

Воды верхнепермских и триасовых отложений характеризуются большой пестротой химического состава в зависимости от глубины залегания водоносного горизонта и его положения относительно об­ ласти питания. На структурах Печоро-Городской зоны воды верх­ непермских отложений имеют минерализацию 37—65 г/л и в достаточной степени метаморфизованы. Учитывая линзовидный характер песчаников верхней перми и триаса, затрудняющий цир­ куляцию пластовых вод,, можно рассчитывать, что в районах