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

к одноименному поднятию южной части Колвинского мегавала (рис. 57). По подошве доманиковых слоев (изогипса минус 3200 м) амплитуда наиболее приподнятой части поднятия 400 м.

Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м, причем Усинское подня­ тие имеет общие оконтуривающие изогипсы с Возейским подня­ тием. Западное крыло более пологое, восточное переходит во флек­ суру над одним из системы разломов в фундаменте, ограничиваю­ щих Колвинский мегавал с северо-востока.

Основные промышленные залежи нефти на Усинском место­ рождении приурочены к песчаникам среднедевонского возраста и пермско-среднекаменноугольным карбонатным отложениям. Кро­ ме того, нефтепроявления и небольшие (от 0,5 до 6,0 т/сут) при­ токи нефти получены из карбонатных отложений нижнего девона, доманиковых слоев, известняков и доломитов фаменского и визейского ярусов. Отмечено также интенсивное пропитывание тяжелой окислившейся практически нетекучей нефтью песчаников нижней части верхнепермских отложений.

Крупная по размерам залежь легкой нефти в песчаниках сред­ него девона открыта на Усинском месторождении в начале 1968 г., когда в скв. 7 из интервала 3080—3144 м был получен фонтан нефти дебитом 650 т/сут через штуцер диаметром 20 мм. Средне­ девонская залежь нефти вскрыта на Усинском месторождении 15 разведочными скважинами. В пяти скважинах, расположенных в юго-западной части структуры, установлено полное отсутствие среднедевонских отложений. Это объясняется их размывом в позднеживетское и раннефранское время, поскольку здесь маломощные кыновско-саргаевские глинисто-карбонатные отложения залегают непосредственно на размытой поверхности различных литологиче­ ских пачек нижнего девона. Возможно, зона отсутствия отложе­ ний среднего девона отражает положение свода Усинского подня­ тия к началу кыновского времени или является частью более об­ ширной области размыва, связанного с региональным подъемом территории центральной части Денисовской впадины к началу франского времени. Среднедевонские отложения на своде, северовосточном крыле и северной периклинали Усинского поднятия представлены в основном чередованием слоев и пачек кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В верхней части наиболее полных разрезов среднего девона, характерных для северной периклинали структуры, залегают прослои глинистых известняков с характерным комплексом остракод афонинского горизонта. Общая мощность среднедевонских от­ ложений меняется от нуля в зоне их размыва до 167 м в скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Визейского поднятий. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность песчаников меняется также от ноля до 44 м, причем максимальные суммарные мощности пластов песчаников установлены на северном погружении Усинского под­ нятия, тогда как в присводовой и юго-восточной частях структуры

245

они не превышают 10—20 м. Отдельные пласты и пачки продук­ тивных песчаников разделены прослоями более плотных алевро­ литов и аргиллитов.

246

Продолжение рисунка 57,

Средняя пористость песчаников по анализам керна составляет несколько более 12%, достигая иногда 16—18%, проницаемость 75—200 мД, мощность отдельных пластов песчаника меняется от 1,8 до 8—10 м и в отдельных случаях достигает 25 м и более. Вы­ сокие (до 500—650 т/сут через 20-мм штуцер) дебиты нефти, по­ лучаемые при опробовании песчаников в скважинах, вскрывших среднедевонскую нефтяную залежь Усинского месторождения, сви­ детельствуют о более высоких коллекторских свойствах песчани­ ков, чем об этом можно судить по керну. Вероятно, наиболее рыхлые разности песчаников разрушаются при бурении и не уча­ ствуют при определении средних значений пористости и проницае­ мости по керну. По промыслово-геофизическим данным, пористость отдельных пластов достигает 19,2%.' Высота нефтяной залежи Усинского месторождения составляет 488 м и является самой большой из всех нефтяных залежей, разведанных в Тимано-Пе- чорской нефтегазоносной провинции. Плоскость водонефтяного контакта в среднедевонской залежи наклонена с юго-востока, где она вскрыта в скв. 4 на отметке -минус 3165 м, на северо-запад, где скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Возейского поднятий она фиксируется на отметке минус 3341 м, т. е. на 176 м ниже. Угол наклона плоскости ВНК. составляет около 20'.

Нефть среднедевонской залежи легкая (0,830—0,850 г/см3), ма­ лосернистая (0,60%), парафинистая (4,21% по Гольде), с содер­ жанием фракций, выкипающих до 300° С, 43% и газовым факто­ ром 56—73 м3/т.

Пластовое давление в сводовой скв. 33 на глубине 2920 м со­ ставляет 336,5 кгс/см2, температура 67,2° С, в скв. 8 на отметке минус 3210 м пластовое давление равно 363 кгс/см2, температура 70° С. В приконтурной скв. 30 в интервале 3456—3450 м, из кото­ рого получен приток минерализованной воды, пластовое давление составляет 379 кгс/см2, температура 76° С.

Анализ глубинных проб показывает, что нефть в среднедевон­ ской залежи резко недонасыщена газом: давление насыщения ко­ леблется в разных участках залежи от 70 до 89 кгс/см2, а разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом

вала и прилегающих к нему площадях, имеющих сходную исто­ рию геологического развития.

Выделенный при однократном разгазировании глубинных проб нефти среднедевонской залежи растворенный газ характеризуется следующим содержанием компонентов: метан 50,1%, этан 15,2%, пропан 16,5%, бутан 9,5%, пентан 4,1%, гексан 1,5, азот + редкие 2,5%, углекислый газ 0,6%. Плотность газа составляет 1,229 г/см3.

Покрышкой для среднедевонской залежи служат кыновскосаргаевские глины и мергели, однако из-за их малой мощности (20—40 м, на востоке до 66 м) основным нефтегазоупором следует

248

считать мощную (до 600—-700 м) глинисто-мергелистую толщу верхнефранского подъяруса, залегающую под пачкой карбонатных пород мендымско-доманикового возраста, при проходке которых в ряде скважин отмечались интенсивные нефтепроявления, а при опробовании получены слабые притоки нефти по свойствам близ­ кой к среднедевонской.

В отличие от месторождений Печорской впадины и ПечороКожвинского мегавала пластовая вода в песчаниках среднего де­ вона на Усинском месторождении имеет относительно небольшую плотность (1,035—1,05 г/см3), минерализацию 48—85 г/л, соле­ ность 4—6° Be' и относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе и натриевокалиевой подгруппе.

В сводовой части структуры на плотных непроницаемых глини­ сто-карбонатно-сульфатных отложениях нижнего девона залегает крупная линза водоносных песчаников, перекрытых 10—15-м пач­ кой плотных глинистых алевролитов и аргиллитов. Кровля обвод­ ненных песчаников этой линзы вскрыта в скв. 35, 32 и 100 соответ­ ственно на отметках минус 2940—2929 м и минус 3006 м. Мощ­ ность песчаников этой линзы достигает 8—10 м. Поскольку эта линза песчаников залегает на плотных породах нижнего девона (при опробовании последних в скв. 32 и 100 не получено притока жидкости), выклинивается во всех направлениях и перекрыта пач­ кой плотных алевролитов и аргиллитов, насыщающая эти песча­ ники вода оказалась как бы захороненной и не вытеснилась нефтью при формировании среднедевонской нефтяной залежи, несмотря на высокое гипсометрическое положение этой линзы

вприсводовой части структуры.

Всеверной части Усинского месторождения на первом этапе его изучения были получены высокодебитные фонтанные притоки нефти при опробовании интервалов, сложенных нижнедевонскими отложениями в скв. 7, 5 и 8, хотя явных коллекторов в разрезе нижнего девона не выделялось. Последующий анализ данных и

результаты дополнительного опробования в скв. 32, 28 и 100, а также закачка изотопов в скв. 5 позволяют прийти к выводу, что притоки нефти в скв. 7, 5 и 8 из нижнедевонских отложений полу­ чены в результате негермети'чности цементного кольца за эксплуа­ тационной колонной и прорыва нефти из вышележащих среднеде­ вонских песчаников при создании значительных депрессий на призабойную зону скважин. Однако очень высокая битуминозность мощной толщи нижнедевонских глинисто-мергелистых и до­ ломитово-ангидритовых отложений свидетельствует о том, что они могли генерировать большие количества углеводородов, и при на­ личии коллекторов с поровой и трещинной емкостью не исключено, что они промышленно продуктивны.

Выше по разрезу в карбонатных отложениях фаменского яруса на Усинском месторождении выделяется несколько пластов-кол­ лекторов, из которых при опробовании получены притоки минера­ лизованной воды дебитом до 40 м3/сут, а в скв. 1 и 11 притоки

249

нефти дебитом 0,5—0,8 м3/сут. После однократной солянокислот­ ной обработки дебиты увеличились до 1,4—1,5 м3/сут. Плотность

парафина 2%, серы 0,93%, смол силикагелевых 12,4%, до 300° С выкипает 36%. Залежи нефти в фаменских отложениях Усинского месторождения непромышленные, однако они подтверждают ре­ гиональную нефтеносность фаменского яруса.

Приток нефти из доломитов серпуховского горизонта впервые был получен в присводовой скв. 32 при опробовании интервала 1618,5—1694,1 м испытателем пластов в процессе бурения, причем за 30 мин при депрессии на пласт в 155 кгс/см2 приток составил

2,2 м3 (около 100 м3/сут).

Позднее наклонные скв. 21 и 31 подтвердили промышленную нефтеносность пористых и трещиноватых доломитов серпуховского горизонта, чередующихся с пластами плотных ангидритов. Мощ­ ность основной межангидритовой пачки нефтеносных доломитов в скв. 21 и 31 20—25 м. Нефть имеет плотность 0,868 г/см3, а за­ лежь серпуховского горизонта относится к средним по своим раз­ мерам. Дебит нефти при опробовании в скв. 21 интервала 1668— 1693 м составил 6 т/сут при работе через штуцер диаметром 5 мм.

Еще выше по разрезу в толще нижнепермско-среднекаменно- угольных карбонатных отложений в сводовой части Усинского поднятия выявлена самая крупная по своим размерам и геологи­ ческим запасам из известных в Коми АССР залежь тяжелой нефти. Нефтенасыщенными являются пористые и кавернозные из­ вестняки и доломиты, местами рыхлые и выщелоченные до изве­ стковой и доломитовой муки, при проходке которых наблюдаются провалы инструмента и полное поглощение промывочной жидко­ сти. Наиболее рыхлые и выщелоченные зоны при бурении вымы­ ваются и образуют большие каверны. Пористость нефтенасыщен­ ных карбонатных пород в керне изменяется от 10—12 до 30—32% при средних значениях по отдельным скважинам 16—22,8%, про­ ницаемость до 1,8 Д.

Средние значения пористости, полученные при лабораторном исследовании более 500 образцов керна, 18%, проницаемость 38,5 мД. Эти данные не отражают истинной картины, поскольку даже из вынесенных на поверхность образцов керна около 23% оказалось настолько рыхлым, что рассыпались, и их пористости и проницаемости определить не удалось. Результаты исследования скважин, вскрывших пермско-каменноугольную залежь нефти, также свидетельствуют об очень высокой проницаемости нефтена­ сыщенных пород, достигающей нескольких десятков дарси. По-ви­ димому, в продуктивной пермско-среднекаменноугольной толще имеются целые карстовые полости и крупные трещины, обеспечи­ вающие высокую гидропроводность.

Залежь нефти в нижнепермско-среднекаменноугольных отложе­ ниях Усинского месторождения массивная и расположена на глу­

250