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

рафина (по Гольде) 16—34% (температура плавления 51° С ), вяз­

силикагелевые 3,43%, асфальтены практически отсутствуют. Вследствие высокой температуры застывания парафинистой

нефти (51° С) насосно-компрессорные трубы быстро забиваются, и скважина фонтанирует только при подкачке воздуха в затрубное пространство. По кратковременному замеру дебит нефти составил около 45 м3/сут, а дебит газа 8—10 тыс. м3/сут при работе сква­ жины через 2‘/г" насосно-компрессорные трубы и затрубном дав­ лении 10 кгс/см2.

Растворенный в нефти газ содержит метана 79,7%, этана 7,7%,. пропана 4,4%, бутана 15%, пентана 0,59%, гексана 0,14%, азота 5,33%, углекислого газа 0,53%. Из-за высокой вязкости нефти ото­ брать глубинные пробы нефти и определить содержание в ней ра­ створенного газа и давление насыщения не удалось.

Размеры залежи также остались не выясненными, но учитывая,, что по поддоманиковым отложениям девона скв. 1 Харьяга зани­ мает не самое высокое гипсометрическое положение, можно пред­ полагать продуктивность в сводовой части Харьягинской струк­ туры и на других локальных структурах этого поднятия не только1 верхних, но и основных песчаников старооскольского и афонииского горизонтов.

Выше по разрезу при опробовании в процессе бурения испыта­ телем пластов пачки известняков нижнефаменского и верхнефранского возраста (интервал 2640—2700 м) получен приток легкой нефти плотностью 0,842 г/см3, малосернистой (0,5%), высокопара­ финистой (9,6% по Гольде), близкой по компонентному составу к нефти из песчаников живетского яруса.

Таким образом, на структурах Колвинского мегавала, из кото­ рых наиболее разведанной является Усинская, наблюдается сле­ дующее распределение залежей по разрезу: легкие (0,82— 0,85 г/см3), резко недонасыщенные газом и высокопарафинистые нефти получены из силурийских, нижне-, средне- и верхнедевон­ ских отложений на глубинах от 3600 до 2000 м (Харьягинское, Возейское и Усинское месторождения) средние (0,868 г/см3), недо­ насыщенные газом и получены из серпуховских доломитов с глу­ бины 1668—1693 м (Усинское месторождение), легкие (0,844 г/см3), недонасыщенные газом нефти получены из пермскокаменноугольных отложений с глубины 1545 м (Возейское месторождение) и тяжелые (0,965—0,980 г/см3) практически беспарафинистые неф­ ти — из этих же пермско-каменноугольных отложений с глубины 1400—1200 м (Усинское месторождение).

Дальнейшие перспективы выявления новых залежей нефти на структурах Колвинского мегавала связаны с разведкой силурий­ ских, нижне-, средне- и верхнедевонских, а также каменноуголь­ ных и пермских отложений на Усинском, Возейском и Харьягинском поднятиях и с поисками залежей нефти и возможно газа на

256

северных структурах мегавала — Ярейюской и- Хыльчуюской. По аналогии с Шапкина-Юрьяхинским валом на севере Колвинского мегавала можно предполагать наличие в каменноугольных и пермских отложениях не только нефтяных, но и газовых залежей. На это же указывает облегчение нефти в пермско-каменноуголь­ ных отложениях от Усинского месторождения на север к Возейскому, что, no-видимому, объясняется улучшением экранирующих свойств нижнепермских пород.

Месторождения Хорейверской впадины

Расположенная к востоку от Колвинского мегавала обширная территория Хорейверской мезозойской впадины пока изучена лишь сейсморазведкой, по данным которой в центральной части впа­ дины по нижним горизонтам осадочного чехла и фундаменту про­ слеживается древнее погребенное Большеземельское поднятие. Фундамент, представленный сильно дислоцированными метамор­ фическими сланцами верхнерифейско-кембрийского (?) возраста, вскрыт в южной части Хорейверской впадины в параметрической скв. 1 Баганская. Данные сейсморазведки указывают на очень пологое залегание отражающих горизонтов в центральной части Хорейверской впадины, где выявленные структуры характеризу­ ются расплывчатыми неправильными формами и амплитудой, не

четко выраженных высокоамплитудных структур и валов (Среднемакарихинская, Салюкинская, Усино-Кушшорская, Хоседаюская, вал Сорокина и др.).

Изучение Хорейверской впадины глубоким бурением практиче­ ски только начато: пробурено по одной параметрической сква­ жине на Баганской, Среднемакарихинской и Усино-Кушшорской площадях и в бурении находятся параметрическая Хорейверская скважина и поисковая скважина на Салюкинской структуре. Уста­ новлено выпадение из разреза средне- и нижнедевонских отложе­ ний, а также непосредственное налегание верхнедевонских (кынов- ско-саргаевских) карбонатных пород на различные горизонты мощной толщи силура. Нефтепроявления отмечены в кавернозных доломитах силура, в известняках верхнего девона и в карбонат­ ных отложениях карбона и нижней перми.

С р е д н е м а к а р и х и н 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 приурочено к одноименной валообразной анти­ клинальной складке меридионального простирания амплитудой по кровле известняков нижней перми около 400—500 м (рис. 59). Западное крыло структуры крутое (15—30°), восточное более

пологое (4—8°), с глубиной амплитуда ее несколько умень­ шается. На южной и северной периклиналях обособляются малоамплитудные Мукерская и Северо-Макарихинская ло­ кальные структуры.

В присводовой части Среднемакарихинской структуры пробурена параметрическая скв. 1 глубиной 3823 м, вскрыв­ шая разрез юрских, триасо­ вых, пермских, каменноуголь­ ных, верхнедевонских и силу­ рийских отложений, а также две поисково-структурные скважины малого диаметра, доведенные до известняков пермско-каменноугольного воз­ раста.

Кровля известняков ниж­ ней перми в своде структуры залегает на глубине 1680 м, подошва карбона — на глубине 2280 м, кровля силура — на глубине 3075 м. По силурий­ ским отложениям скв. 1 Среднемакарихинская прошла 750 м, причем в нижней части разреза под толщей ангидри­ тов мощностью более 300 м вскрыла пачку пористых и кавернозных доломитов и из­ вестняков (интервал 3590— 3800 м). В керне из различ­ ных частей силура, нижнефранского подъяруса и пер­ мо-карбона отмечена битуминозность известняков и до­ ломитов, иногда интенсивное насыщение их нефтью.

Рис. 59. Структурная карта Среднемакарихинского и Салкжинского место­ рождений нефти по кровле карбонат­ ных отложений нижней перми—кар­ бона (горизонт I).

258

При опробовании пористых силурийских доломитов из интер­ вала 3756—3823 м (открытый ствол) в скв. 1 получен приток минера­ лизованной воды дебитом 78 м3/сут, соленость 15,0° Be', плотность 1,0985 г/см3. Пластовое давление на глубине 3750 м 398,9 кгс/см2, температура 78° С, давление насыщения воды газом 105 кгс/см2.

Выше по разрезу также из силурийских доломитов (интервалы

3650—3680, 3370—3375, 3420—3410 и 3585—3591 м) получены при­ токи минерализованной воды с растворенным газом и пленками нефти. Нефть утяжеленная (0,883 г/см3), сернистая (0,55%), высо­ копористая (7,24% по Гольде). Газовый фактор 0,91 м3/м3, давле­ ние насыщения воды газом 74 кгс/см2. В растворенном газе содер­ жится аномально большое количество водорода (10,7%) и угле­ кислого газа (27,5%). В скв. 7 в интервале 3104—3183,5 м по­ лучен приток нефти.

Приток воды с пленкой высокопарафинистой нефти получен также из известняков нижнефранского подъяруса верхнего девона

(интервал 2950—3075 м).

ской структуры, верхняя часть пермско-каменноугольных извест­ няков в интервале 1683—1750 м насыщена тяжелой нефтью. При опробовании интервала 1697—1742 м, сложенного верхнекаменно­ угольными пористыми и кавернозными известняками, в скв. 251 через спущенные в качестве эксплуатационной колонны 3" насос­

содержание серы 2,35% и парафина 1,75%. Дебит нефти перели­ вом через 2" насосно-компрессорные трубы составил всего 0,130— 0,200 м3/сут, что объясняется ее высокой вязкостью. При подкачке воздуха в затрубное пространство компрессором дебит нефти уве­ личивается до 10—11 м3/сут.

в скв. 1 Среднемакарихинская. Высота залежи не меиее 60 м, од­ нако эффективная мощность проницаемых нефтенасыщенных из­ вестняков и размеры залежи остались невыясненными.

Покрышкой для пермско-каменноугольной залежи нефти явля­ ется пачка артинско-кунгурских глин мощностью около 20 м и вы­ шележащая толща частого переслаивания аргиллитов, алевроли­ тов и песчаников кунгурского и уфимского ярусов суммарной мощ­ ностью около 250 м.

Признаки нефтенасыщения доломитов и известняков силура и верхнего девона, а также залежь тяжелой нефти в пермско-камен­ ноугольных известняках на Среднемакарихинской структуре под­ тверждают возможность выявления в Хорейверской впадине про­ мышленных залежей нефти и газа.

С а л ю к и н 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 непосредственно к северо-востоку от Среднемакарихинского и приурочено к линейно вытянутой ан­ тиклинальной складке северо-восточного направления амплитудой по кровле пермско-каменноугольных известняков 500—600 м (рис. 59). Салюкинская структура имеет крутое флексурообразное северо-западное крыло и более пологое юго-восточное.

В сводовой части поисково-структурной скв. 254 в интервале 1404—1537 м вскрыты пористые и кавернозные нефтенасыщенные известняки ассельского яруса, а также верхнего и среднего кар­ бона. С глубины 1570 м подняты известняки, насыщенные минера­ лизованной водой. По данным керна, промыслово-геофизических исследований и опробования водонефтяной контакт проходит па глубине 1555 м и высота нефтяной залежи в скв. 254 составляет 150 м, из которых на долю пористых и проницаемых известняков приходится 50—60 м.

В скв. 254 при опробовании интервала 1404—1660 м (откры­ тый ствол) получен приток минерализованной (76,3 г/л) воды с небольшим количеством нефти (0,5 м3/сут). Статический уровень воды установился в 50 м от устья скважины, пластовое давление на глубине 1560 м составило 156,9 кгс/см2, температура 34° С.

После установки цементного моста (кровля 1535 м) в скв.254 был опробован открытым стволом интервал 1535—1404 м, причем получен фонтанный приток нефти. Дебит нефти при работе через 272" насосно-компрессорные трубы 20 т/сут, пластовое давление на глубине 1500 м 147,6 кгс/см2, температура 33° С, статическое давление на устье скважины 16,9 кгс/см2.

По данным анализа глубинных проб, нефть в пластовых усло­ виях имеет плотность 0,872 г/см3, вязкость 18,9 спз, газонасыщенность 10 м3/т при давлении насыщения 23 кгс/см2. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом состав­

Растворенный в нефти газ имеет следующий компонентный со­

став: метан 54%, этан 9,2%, пропан 10,5%, бутан 9,1%, пентан

3,6%, гексан + высшие 3,6%, азот 12,2%.

Залежь нефти в пермско-каменноугольных карбонатных поро­ дах массивная, подстилается подошвенной водой и перекрыта пач­ кой артинско-кунгурских и нижнеказанских глин и аргиллитов мощностью 70 м. Выше, как и на Среднемакарихинской структуре, залегает толща чередующихся аргиллитов, алевролитов и песча­ ников уфимского и казанского ярусов верхней перми.

Таким образом, в юго-восточной части Хорейверской впадины на близко расположенных Среднемакарихинской и Салюкинской структурах в пористых и кавернозных пермско-каменноугольных карбонатных отложениях выявлены две массивные залежи нефти,

260