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

Можно предполагать, что нефти и газы Джьера, Нижней Омры и Кынаиоля имели общую первоначальную природу и образование этих месторождений произошло за счет миграции углеводородов из единого нефтегазосборного бассейна.

На Джьерской структуре слабый непромышленный приток нефти получен также из известняков данково-лебедянского гори­ зонта фаменского яруса, залегающих на глубине 840—865 м. Нефть тяжелая (плотность 0,949 г/см3, сернистая (1,5%), смолистая (19,2%), с высокой вязкостью и малым выходом легких фракций.

Несколько неожиданной была обводненность в пределах Джьерского месторождения песчаников III пласта эйфельского яруса, ко­ торый является одним из основных продуктивных горизонтов как на более погруженном по отношению к Джьерской структуре За- падно-Тэбукском месторождении, так и на гипсометрически более высоких месторождениях Омра-Сойвинского поднятия.

Палеоструктурный анализ показывает, что это, очевидно, яв­ ляется следствием существования в верхнедевонскую эпоху на месте современной Джьерской складки широтного структурного выступа, который в сочетании с линией выклинивания песчаников живетского яруса обусловил образование структурно-стратиграфи­ ческой ловушки (рис. 40). В то же время в эйфельских отложениях, граница распространения которых расположена значительно запад­ нее, подобной ловушки для углеводородов, мигрировавших с во­ стока на запад в сторону регионального подъема слоев к Тиману, не существовало, а следовательно не было и условий для образо­ вания залежи нефти или газа в III пласте. Такой вывод вытекает из анализа условий формирования залежей нефти в среднедевон­ ских отложениях Западно-Тэбукского месторождения, где их про­ дуктивность также обусловлена сочетанием структурного и стра­ тиграфического факторов во всех пластах эйфельского и живет­ ского ярусов.

З а п а д н о - Т э б у к с к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение является одним из наиболее крупных в ТиманоПечорской провинции. Оно расположено в южной части Ижма-Пе- чорской впадины к востоку от Ухты и приурочено к брахиантиклинальной структуре широтного простирания, которая вместе с Ваньюским, Расыоским и Велыоским структурными осложнениями образует Велью-Тэбукский вал на крупной Тэбук-Савиноборской ступени.

Разрез отложений осадочного чехла сходен с месторождениями Верхнеижемского и Омро-Сойвинского районов. Помимо основных продуктивных горизонтов, приуроченных на Западно-Тэбукском месторождении к эйфельским (III и Пб пласты) и живетским (Па и 1в пласты) песчаникам, промышленные залежи нефти впервые в Тимано-Печорской провинции были выявлены в карбонатных от­ ложениях васькерской свиты силура, верхнефранского подъяруса

199

(горизонт Ф2) и фаменского яруса (горизонты Oi и Ф0). Наконец, в 1967 г. получен приток нефти из линзовидных прослоев песчани­ ков пашийского горизонта. Таким образом, Западно-Тэбукское ме­ сторождение является многопластовым, с очень высокой плот­ ностью запасов нефти.

Рис. 41. Структурная карта (а) и геологический профиль (б) Западно-Тэбукского месторождения нефти.

/ — изогипсы горизонта Ф1 (фамена); 2 —песчаники; 3 —глины нижнефранского подъяруса; 4 — битуминозные кремнисто-глинистые известняки, мергели и сланцы доманика; 5 — извест-

Амплитуда одноименной складки 100 м. Южное крыло ее более крутое (рис. 41). Свод структуры рельефно выражен по кровле верхнефранских и фаменских отложений, что обусловлено резким увеличением мощности верхнефраиского подъяруса, представлен­ ного массивными рифогенными известняками.

200

В разрезе Западно-Тэбукского месторождения четко выделяются два этажа нефтеносности: 1) нижний, объединяющий нефтенасы­ щенные доломиты силура, песчаники среднего девона и пашийского горизонта и содержащий основные запасы нефти, и 2) верхний, включающий в себя залежи нефти карбонатных отложений верх­ него девона. Залежь нефти в кровле трещиноватых и местами вы­ щелоченных доломитов силура массивная, образована за счет насыщения нефтью из III пласта, характеризуется низкими, не выдержанными по площади коллекторскими свойствами и неболь­ шими дебитами скважин.

Более половины всех запасов нефти месторождения сосредото­ чено в песчаниках III и Пб пластов эйфельского яруса, развитых на всей площади месторождения, имеющих большую эффективную мощность (порядка 15—23 м), высокую пористость (18,5—20%) и проницаемость (от 190—534 до 1000 мД). Как правило, суточные дебиты скважин достигают 250—400 т. Залежи в этих пластах ра­ зобщены 3—5 м глинистым прослоем, местами не прослеживаю­ щимся, и практически являются единым эксплуатационным объек­ том. Водонефтяной контакт проходит на отметках минус 1752— 1760 м. Залежи относятся к пластовым сводовым и лишь на западе к стратиграфически экранированным.

Песчаники Па и 1в пластов живетского яруса сохранились от предпашийского размыва только в восточной части месторождения. Мощность их меняется от ноля на западе до 25—30 м на восточ­ ной периклинали, коллекторские свойства несколько ниже, чем в III и Пб пластах (средняя пористость 16—17%, проницаемость около 300 мД). Глинистые разделы между песчаниками маломощны и не могут служить достаточно надежными изолирующими покрышками, о чем свидетельствует и общая с нижележащими продуктивными пластами отметка водонефтяного контакта. По характеру залега­ ния песчаников Па и 1в пластов залежи нефти в них должны быть отнесены к стратиграфически экранированными, по существу же они вместе с песчаниками Пб и III пластов и доломитами силура образуют единую пластово-массивную залежь нефти с единой по­ крышкой из кыновско-саргаевскйх глин и с единым водонефтяным контактом.

Нефти месторождения по своему составу разделяются на два типа. Первый тип объединяет нефти 1в, Па, 116, III пластов девона и силура. Они характеризуются как легкие, с повышенными содер­ жаниями смол и масел, выход легких фракций при нагревании до 300° С 43—48%- Вязкость нефти в пластовых условиях 1,2—2,0 сПз. Идентичность состава нефтей подтверждает гипотезу о взаимосвязи залежей васькерской свиты и пластов III, Пб и Па.

Нефть второго типа находится в пласте Oi фаменского яруса, характеризуется в сравнении с нефтями первого типа как утяже­ ленная, вязкая, с повышенным содержанием серы и смол 10,2—■ 21,3%. Содержание масел 49,2—62,8%, выход легких фракций при нагревании до 300° С составляет 38—42%.

201

Особенностью всех нефтей Западно-Тэбукского месторождения является их резкая недонасыщенность газом. Дефицит давления на­ сыщения по сравнению с пластовым давлением в залежах нижнего этажа нефтеносности 54—75 кгс/см2 и верхнего 82 кгс/см2.

Залежь нефти в верхнефранских рифогенных известняках мас­ сивная и приурочена к наиболее высокой части структуры. Извест­ няки местами сильно выщелочены и кавернозны (при бурении наблюдаются провалы инструмента с полной потерей циркуляции промывочной жидкости). Дебиты отдельных скважин достигают нескольких сотен тонн в сутки. Начальное положение водонефтя­ ного контакта определено на отметке минус 1220 м. Этаж нефте­ носности составляет более ПО м.

Залежи в фаменских отложениях (Oi и Ф0) пластовые сводовые и приурочены к пористым прослоям доломитизированных извест­ няков, разделенных глинистыми известняками. Дебиты скважин меняются в зависимости от пористости и проницаемости известня­ ков и достигают 20—30 т/сут. Залежи верхнего этажа нефтенос­ ности разрабатываются на Западно-Тэбукском месторождении самостоятельной сеткой скважин и имеют подчиненное значение.

Палеотектонический анализ показывает, что Западно-Тэбукская структура сформировалась на месте ранее существовавшего струк­ турного выступа, погружавшегося с северо-запада на юго-восток. Уже в верхнем девоне возникла структурно-стратиграфическая ло­ вушка большой емкости, благоприятная для образования в ней за­ лежей нефти и газа. Окончательно Западно-Тэбукская структура сформировалась, по-видимому, в послемезозойское время.

Ми ч а юс к о е , С е в е р о - С а в и н о б о р с к о е и В о с т р ч н о - С а в и н о б о р с к о е н е ф т я н ы е

и П а ш н и н с к о е н е ф т е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и я

Особый интерес с точки зрения выявления условий формирова­ ния залежей нефти и газа представляют месторождения, приуро­ ченные к Мичаю-Пашнинской цепочке брахиантиклинальных струк­ тур, расположенных в зоне сочленения восточной краевой части Ижма-Печорской платформенной впадины с западным бортом Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба. Здесь распо­ ложены структурные ловушки, которые были первыми на пути ми­ грации углеводородов из наиболее погруженных участков прогиба

(рис. 42).

Приуроченность Пашнинской, Восточно-Савиноборской, СевероСавиноборской и Мичаюской структур к одному тектоническому валу в зоне сочленения платформы с Предуральским прогибом, уз­ кая линейно-вытянутая форма и высокая для платформенных условий амплитуда Пашнинской и западных крыльев Восточно- и Северо-Савиноборской структур свидетельствуют о вероятном рас­ положении указанных складок над региональным тектоническим нарушением в фундаменте, признаки которого отмечены по данным

202