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

ных углеводородов последние должны были бы мигрировать вверх по восстанию слоев не только по базальным песчаникам III пла­ ста эйфельского яруса, а в первую очередь по вышележащей мощ­ ной толще регионально выдержанных песчаников старооскольского горизонта (1в пласт), отделенных от III пласта всего 200-м глини­ сто-карбонатной пачкой афонинского горизонта. При этом на всех’ структурах Мичаю-Пашнинского вала, расположенных как и Пашнинская структура на границе с Верхнепечорской впадиной Предуральского прогиба, в среднедевонских отложениях должны были бы образоваться либо газоконденсатные залежи, либо залежи нефти с аномально высокой газонасыщенностью. Однако ни в од­ ном из месторождений Мичаю-Пашнинского вала, кроме Пашнинского, этого не наблюдается.

жение, что на глубинах свыше 3,5 км будут встречаться преи­ мущественно газовые и газоконденсатные залежи. О преимущест­ венно газоконденсатном характере залежей на больших глубинах писали и другие геологи (А. Я. Креме, В. Д. Наливкин, Э. В. Чай­ ковская, Е. А. Дьяконова, 1971 и др.). Практика поискового и раз­ ведочного бурения в Тимано-Печорской провинции до глубин в 4—4,5 км показывает, что значительная глубина залегания про­ дуктивных отложений и высокое пластовое давление являются только одним из главных условий образования газоконденсатных залежей. Так, на Усинском месторождении Колвинского мегавала из поддоманиковых отложений девона с глубин 3000—3300 м по­ лучены притоки легкой нефти плотностью 0,840—0,850 г/см3, резко недонасыщенной газом (рпл= 340 кгс/см2, рТ1ас = 84 кгс/см2). В опорной скважине на Харьягинской структуре Колвинского ме­ гавала из среднедевонских песчаников с глубины 3608—3628 м получен приток легкой высокопарафинистой нефти (0,855 г/см3) , приток тяжелой нефти (0,924 г/см3) с глубины 3472—3608 м из нижнепермских известняков получен в скв. 1 Сыня в Болыиесынинской впадине Предуральского прогиба, а насыщенные тяжелой нефтью нижнепермские известняки подняты с глубины около 3500 м в скв. 1 Андроново на погружении Войской структуры Пе­ чорской гряды. В 1971 г. фонтан легкой (0,825 г/см3) парафи­ нистой нефти, резко недонасыщенной газом, был получен из сред­ недевонских песчаников с глубины 3900—3996 м на Верхнегрубешорской структуре в Денисовской впадине и приток минерализо­ ванной воды с утяжеленной нефтью (0,883 г/см3) из силурийских доломитов с глубины 3370—3591 м на Среднемакарихинской структуре в Хорейверской впадине.

В то же время притоки газа и конденсата получены из верхне­ пермских песчаников с глубины 1743—1797 м на Василковской структуре Шапкина-Юрьяхинского вала, из нижнепермских

известняков с глубины 2222—2245 м на Лаявожской структуре в Денисовской впадине, из пермско-каменноугольных известняков с глубины 2100—3450 м крупнейшего Вуктыльского месторожде­ ния в Предуральском прогибе и из поддоманиковых отложений де­ вона с глубины 2570—3400 м на Печоро-Городской, Печоро-Кож- винской и Кыртаиольской структурах Печоро-Кожвинского мегавала.

Из приведенного видно, что решающим фактором в образова­ нии газовых и особенно газоконденсатных месторождений явля­ ется, по-видимому, не глубина залегания продуктивных горизон­ тов в настоящее время, а геологическая история и особенно мо­ бильность территории в прошлом, чередование значительных по амплитуде погружений и поднятий крупных тектонических эле­

еще две промышленные залежи нефти в карбонатных отложениях фаменского и турнейского ярусов и в нижней перми. Нефтя­ ная залежь в пористых и кавернозных известняках и доломитах фаменского яруса вскрыта на глубинах 1350—1430 м, имеет этаж нефтеносности 80 м. Залежь массивная, с водонефтяным контактом на отметке минус 1288 м и относительно небольшими запасами утяжеленной (0,869 г/см3) сернистой (0,58%) смолистой (10,7%) и парафинистой (3,3%) нефти, недонасыщенной газом в пластовых условиях. Пластовое давление 132—140 кгс/см2. Ре­ жим залежи водонапорный. Вмещающие залежь породы местами сильно выщелочены и закарстованы, при бурении в них наблюда­ ются провалы инструмента и полное поглощение промывочной жидкости.

Самая верхняя залежь нефти в карбонатных породах нижней перми вскрыта скважинами на абсолютных отметках минус 736— 896 м. Этаж нефтеносности достигает в своде структуры 160 м. Залежь массивная, эффективные мощности нефтенасыщенных из­

Месторождение расположено в пределах Лыжско-Лузской структурной ступени, где сейсморазведкой оконтурены Верхнелыжская и Лузская структуры широтного простирания. Поиско­ вым бурением установлена нефтеносность верхнедевонских отло­

212

жений на Лузской структуре, залежи нефти и газа на Верхнелыжской структуре отсутствуют. Лузское месторождение отличается от других месторождений Ижма-Печорской впадины по свойст­ вам нефти.

В разрезе Лузской площади уменьшается мощность кыновскосаргаевской глинисто-мергелистой пачки. Состав франско-фамеп- ских отложений преимущественно карбонатный. В них широко развиты поровые и порово-трещинные коллекторы, представлен­ ные биогермными разностями известняков при подчиненном зна­ чении прослоев глин и мергелей.

Нефтепроявления и нефтенасыщение отдельных прослоев в керне отмечены в силуре, среднем и верхнем девоне и нижней перми. Однако промышленные притоки нефти получены только в сводовой скважине из песчаников пашийского горизонта, зале­ гающих под 20-метровой пачкой кыновских глин, а также из по­ ристых доломитов и известняков воронежского горизонта и ниж­ ней части фаменского яруса. В других скважинах нефтенасыще­ ние носит остаточный характер.

Залежь нефти в пашийских песчаниках пластовая сводовая, осложненная литологическим замещением песчаников на западе

нефти газом 112,5 кгс/см3, газовый фактор 51,1 м3/т.

Залежи нефти в воронежском горизонте и нижней части фа­ менского яруса приурочены к пористым водорослевым и органо- генно-детритусовым' известнякам, вскрытым сводовой скв. 201 соответственно на глубинах 1987—1980 м и 1860—1851 м. Нефти этих залежей близки по составу, легкие (0,826—0,828 г/см3), мало­ сернистые (0,23—0,35%), сильно парафинистые (6,7—5,9%) по

ния 94 и 58 кгс/см2, газовый фактор 49,5 и 13,7 м3/т.

Из приведенных данных, видно, что все три залежи имеют не­ большие размеры, для нефти характерно высокое содержание парафина, необычное для других месторождений Ижма-Печор­ ской впадины, но встречающееся в нефтях на структурах ПечороКожвинского мегавала непосредственно к востоку от Лузского месторождения.

Близкий состав нефти выявленных на Лузском месторождении залежей, их небольшие размеры, отсутствие сколько-нибудь мощ­ ных непроницаемых покрышек и широкое распространение в раз­ резе остаточного нефтенасыщения пород и нефтепроявлений сви­ детельствуют о процессах вертикальной миграции нефти. Можно

213

рам залежи нефти. Однако при окончательном формировании структур Печоро-Кожвинского мегавала в послемезозойское время

пени расформированы в результате ремиградии ее в гипсоме­

роль полупроницаемых покрышек в распределении залежей нефти по разрезу.

Л е м ь ю 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 расположено в центральной части Ижма-Пе- чорской впадины и приурочено к малоамплитудной и очень поло­

в южном направлении. Нефтенасыщенными являются невыдер­ жанные по площади линзовидные прослои песчаников нижней ча­ сти казанского яруса, залегающие на глубинах от 600 до 900 м. Эффективная мощность отдельных прослоев и линз песчаников достигает 6—8 м, а лучшие по коллекторским свойствам разности имеют пористость до 25% и проницаемость до 50 мД. Насыщаю­ щая песчаники нефть утяжеленная (0,889 г/см3), сернистая (0,97%), высокосмолистая, с низким содержанием бензиновых фракций и газовым фактором около 1 м3/т. Пластовое давление на глубине 653 м составляет 74,3 кгс/см2, пластовая температура 24° С и давление насыщения нефти газом 3 кгс/см2. Из-за вы­ сокой вязкости практически полностью дегазированной нефти дебиты скважин очень низки и лишь в отдельных случаях дости­ гают 4—6 т/сут. Из-за сложного строения нефтенасыщенных пес­ чаников и малодебитности скважин разведка месторождения пре­ кращена.

На территории восточного склона Южного Тимана и ИжмаПечорской впадины нефтенасыщение и притоки нефти в поддоманиковых отложениях девона установлены еще на целом ряде пло­ щадей (Порожская, Кыкаиольская, Ираиольская, Ленавожская, Сотчемьюская, Кынаиольская, Троицко-Печорская и др.), что ука­ зывает на возможность выявления в дальнейшем в этих районах еще большего количества структурных и структурно-стратиграфи­ ческих залежей. Пока разведаны лишь наиболее четко выражен­ ные и высокоамплитудные структуры, и лишь на Южном Тимане предприняты первые попытки поисков и разведки залежей в струк­ турно-стратиграфических ловушках (Западно-Изкосьгоринская, Чернореченская, Зеленецкая и другие площади).

214