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

нефти в карбонатных отложениях карбона и нижней перми, не­ большие залежи в линзовидных прослоях песчаников верхней перми и триаса). Так, небольшая залежь газа вскрыта в песчани­ ках нижней части казанского яруса верхней перми в скв. 22 (ин­

ная картина газонасыщенности песчаников верхней перми полу­ чена при фонтанировании газом и водой за технической колонной скв. 1. Температурные замеры в технической колонне при фонта­ нировании скважины показали значительное понижение темпера­ туры против серии песчаных прослоев, свидетельствующее об од­ новременном их продуцировании газом и водой, причем верхние работающие прослои выделялись на глубине всего 200 м пли у са­ мой поверхности.

Помимо описанных выше месторождений в пределах ПечороКожвинского мегавала интересные данные о нефтегазоносное™ средневизейских песчаников получены на Переборской, ЮжноЛиственичной, Югидской, Худоиольской и Войской структурах.

Так, на расположенной непосредственно к югу от Аранецкого месторождения и гипсометрически самой высокой Переборской структуре Печоро-Городского вала в средневизейских песчаниках, развитых на крыльях и периклиналях структуры и размытых в ее своде, на глубине 900—1000 м выявлена залежь высокопарафини­ стой нефти вазелиноподобной консистенции. Образование этой за­ лежи, по-видимому, произошло в результате выпадения парафи­ нов из нефти при ее миграции через толщу средневизейских пес­ чаников при температуре начала загустевания парафинов.

На Южно-Лиственичной структуре, расположенной к северозападу от Печоро-Кожвинского месторождения, в средневизейских песчаниках, перекрытых аргиллитами и мергелями тульского го­ ризонта, на глубине 664—653 м выявлена небольшая залежь тя­ желой и очень вязкой нефти. Дебит нефти при опробовании скв. 81, определенной по подъему уровня, составил 9,9 м3/сут. Нефть имеет плотность 0,981 г/см3, содержит серы 1,3% и парафина 0,43%.

На Южно-Лиственичной структуре, расположенной к северо- к югу от Кыртаиольского месторождения, также установлено на­ сыщение средневизейских песчаников и карбонатных отложений верхнего визе тяжелой нефтью. Промышленно нефтенасыщенными являются визейские песчаники на Югидском месторождении, где они залегают на глубине от 505 до 580 м. Нефть тяжелая (0,920— 0,950 г/см3), сернистая (0,98%), почти не содержит парафина (0,7%), характеризуется очень высоким содержанием акцизных смол (48%) до 300° С выкипает 33%.

Геологические запасы нефти в средневизейских песчаниках Югидского месторождения из-за высокой ее вязкости и низкой дебитности скважин отнесены к забалансовым. Интенсивное нефтенасыщение отмечено также в органогенных пористых и трещи­

226

новатых известняках тульского горизонта, непосредственно пере­ крывающих нефтеносные песчаники, нефте- и битумопроявлення в керне встречены в карбонатных породах верхней части визенского яруса и нижней перми и песчаниках верхней перми.

На Худоиольской структуре примазки нефти встречены в кар­ бонатных отложениях фаменского и турнейского возраста, а из средневнзейских песчаников в скв. 151 с глубины 250—263 м по­ лучены слабые притоки тяжелой нефти (0,982—0,988 г/см3) с водой.

На расположенной к югу от Худоиольской структуры Войской антиклинали визейские закированные песчаники выведены на по­ верхность и используются для выработки абразивных изделий.

Поддоманиковые отложения девона на Аранецкой, Переборской, Югидской, Худоиольской и Войской структурах скважинами не вскрывались и, безусловно, являются перспективными для по­ исков в них газоконденсатных и нефтяных залежей (по аналогии с Кыртаиольским, Печоро-Городским и Печоро-Кожвинским ме­ сторождениями) .

Месторождения Денисовской впадины

Денисовская впадина является одним из наиболее крупных тектонических элементов Тимано-Печорской провинции. Она про­ тягивается параллельно Тиману с юго-востока на северо-запад более чем на 250 км, раскрываясь на севере к Печорскому морю, а на юге постепенно переходят в более погруженную Большесынинскую впадину Предуральского прогиба.

По верхним горизонтам осадочного чехла (мезозой—пермь-кар­ бон) происходит погружение слоев от обрамляющих Денисовскую впадину структур Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов к ее центру. В нижних горизонтах осадочного чехла (ордовик-си­ лур—нижний девон) наблюдается обратная картина: слои погру­ жаются от центральной части Денисовской впадины, где четко вырисовывается крупный древний погребенный свод, в сторону Печоро-Кожвинского и Колвинского мегавалов.

В пределах Денисовской впадинывыявлен целый ряд антикли­ нальных структур, приуроченных на северо-западе к ШапкинаЮрьяхинскому валу и в центральной части впадины — к Лан­ скому валу. Шапкина-Юрьяхинский вал (рис. 50), вероятно, является северо-восточным ответвлением Печоро-Кожвинского мсгавала. С юга на север здесь оконтурены Юрьяхинская, Верхнегрубешорская, Пашшорская, Среднесерчейюская, Южно-Шапкинская, Шапкинская, Северо-Шапкинская, Ванейвисская, Василковская и Кумжинская структуры, причем последняя расположена уже в дельте Печоры. По отложениям перми, карбона и девона гипсо­ метрически наиболее высокой является Пашшорская структура, от которой происходит погружение пород вдоль оси вала на севе­ ро-запад в сторону Василковской структуры по кровле карбонатов нижней перми более чем на 700 м. Все .структуры этого вала

имеют асимметричное строение, крутые юго-западные крылья пе­ реходят в крутой высокоамплитудный (до 400—1000 м) флексуросброс над разломом в фундаменте, северо-восточные крылья от­ носительно пологие.

Структуры Лайского вала в центральной части Денисовской впадины (Лаявожская, Мишваньская, Командиршорская) имеют более крупные размеры и пологие крылья.

Пробуренными скважинами вскрыт разрез осадочных отложе­ ний от мезозойских до среднедевонских включительно, предпола­ гается наличие также более древних отложений нижнего девона и силура.

Промышленные залежи газа и нефти в Денисовской впадине выявлены в отложениях среднего девона, карбона, перми и триаса на пяти месторождениях: Верхнегрубешорском, Южно-Шапкин- ском, Шапкинском, Василковском и Лаявожском, что свидетель­ ствует об исключительно высокой перспективности этой терри­ тории.

В е р х н е г р у б е ш о р 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 южной части Шапкина-Юрья- хинского вала и приурочено к одноименной структуре (рис. 51). Верхнегрубешорская и Пашшорская структуры по поддоманиковым отложениям девона имеют общий контур и амплитуду около

300 м.

На Верхнегрубешорской структуре пробурено только две по­ исковых скважины, вскрывших разрез осадочных отложений от четвертичного и мелового возраста до живетского яруса сред­ него девона включительно. В разрезе живетского яруса в интер­ вале 3790—3962 м скв. 1 вскрыты две пачки нефтенасыщенных песчаников старооскольского горизонта, с общей эффективной мощностью проницаемых слоев, по данным микрозондирования, свыше 70 м. Забой скважины при глубине 3996 м остановлен в от­ ложениях афонинского горизонта живетского яруса.

Вскважине при раздельном опробовании интервалов 3996—3866

и3829—3790 м получены фонтаны легкой нефти дебитом соответ­ ственно 208 и 200 т/сут через штуцеры диаметром 12,5 и 12 мм. Нефть легкая (0,820 г/см3), малосмолистая (15%), малосернистая (0,24—0,32%), сильно парафинистая (6,5 по Гольде), богатая лег­

кими фракциями (до 300° С выкипает 54%). Пластовое давление в залежи на глубине 3920 м составляет 419 кгс/см2, температура 91° С. Нефть резко недонасыщена газом: давление насыщения 116 кгс/см2, газовый фактор 57 м3/т.

Покрышкой, обеспечивающей сохранность нефтяной залежи в песчаниках старооскольского горизонта, служит пачка глинисто­ мергелистых отложений кыновского и саргаевского горизонтов

229

мощностью более 100 м, а также достаточно мощная толща глин и мергелей верхнефранского подъяруса.

Рис. 51. Структурная карта (а) и геологический про­ филь (б) Верхнегрубешорского месторождения.

1 — изогипсы кровли песчаников живетского яруса; 2 — флексуро­ разрывная зона; 3 — условный ВНК; 4 — нефть; 5 — поверхность размыва; 6 — подошва семилукских отложений; 7 — кровля из­ вестняков нижней перми; 8 — гипсово-ангидритовая толща визе.

Наличие песчаников в разрезе среднего девона к югу и северу от Верхнегрубешорской структуры, в Юрьяхинской и Шапкинской скважинах, большая высота выявленной нефтяной залежи (более

230

160 м) позволяли предполагать, что песчаники среднего девона нефтеносны в пределах всего замкнутого контура, объединяющего Верхнегрубешорскую и Пашшорскую структуры. Однако в скв. 3, расположенной на северной периклинали ниже на 102 м, притока нефти не получено.

Нефтегазоносность верхнедевонских, каменноугольных и ниж­ непермских отложений в пределах Верхнегрубешорского место­ рождения и Пашшорской структуры остается неизученной, а из верхнеартинских, кунгурских, верхнепермских и нижнетриасовых отложений при их опробовании в структурно-поисковых скважи­ нах на Верхнегрубешорской площади получены притоки минера­ лизованной воды с растворенным газом.

На Верхнегрубешорской структуре выявленная в песчаниках старооскольского горизонта живетского яруса крупная залежь легкой высокопарафинистой и резко недонасыщенной газом нефти занимает самое низкое гипсометрическое положение из всех про­ мышленных газовых, газоконденсатных и нефтяных залежей в Ти- мано-Печорской провинции (подошва залежи находится на от­ метке минус 3804 м ).

Ю ж н о - Ш а п к 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 е

Месторождение расположено к северу от Верхнегрубешорского месторождения в центральной части Шапкина-Юрьяхинского вала

иприурочено к одноименной локальной, асимметричной антикли­ нальной структуре с крутым флексурообразным западным крылом

исравнительно пологим восточным (рис. 52). Амплитуда седло­ вины, разделяющей собственно Южно-Шапкинское и Серчеюское структурные осложнения, около 100 м.

Вприсводовой части Южно-Шапкинской структуры пробурены поисковые скв. 21 и 23 глубиной 2506 и 2375 м, вскрывшие разрез четвертичных, меловых, юрских, триасовых и верхнепермских терригенных пород, а также преимущественно карбонатную толщу нижнепермских, верхне-, средне- и нижнекаменноугольных отло­ жений до верхней части турнейского яруса включительно (скв. 21).

Кровля преимущественно глинистых известняков нижней перми вскрыта скв. 21 и 23 соответственно на глубинах 1385 и 1400 м (абсолютные отметки минус 1258 и 1293 м), а кровля верхней

сельского ярусов нижней перми, гжельского и касимовского яру­ сов верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона, а также намюрского и визейского ярусов нижцего кар­ бона, суммарной мощностью около 700—750 м, выделяется не-, сколько мощных пачек высокопористых, сильно выщелоченных из­ вестняков и доломитов, разделенных более плотными, иногда

231