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

на примере которых отчетливо видно влияние герметичности по­ крышки на сохранность и состав углеводородных скоплений. Благодаря тому, что мощность артинско-кунгурских глин на Салюкинской структуре составляет около 70 м (против 20 м на Среднемакарихинской площади), под ними на глубине 1404 м сохранилась залежь утяжеленной (0,884 г/см3) нефти, тогда как на Среднемакарихинской структуре на глубине 1680 м, т. е. практи­ чески на 280 м ниже, плотность нефти в залежи составляет 0,984 г/см3 и практически полностью разгазирована.

Результаты бурения первых скважин в южной части Хорейверской впадины свидетельствуют о возможностях выявления в пре­ делах впадины и на склонах погребенного Болынеземельского поднятия залежей нефти в силурийских, девонских и пермско-ка­ менноугольных отложениях. На структурах в северных участках впадины, где вероятно развиты более герметичные покрышки в пермских отложениях, возможно выявление не только нефтяных, но и газовых и газоконденсатных залежей. Важной самостоятель­ ной проблемой являются поиски в Хорейверской впадине промыш­ ленных залежей нефти в силурийских отложениях, признаки неф­ теносности которых установлены на Среднемакарихинской струк­ туре и на гряде Чернышева.

Месторождения Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба

Верхнепечорская впадина Предуральского прогиба — одна из наиболее погруженных впадин в пределах Тимано-Печорской про­ винции. Мощность осадочного чехла в присводовбй ее части до­ стигает 9—10 км. Глубоким бурением изучены главным образом пермско-каменноугольные отложения, а разрез девонских отложе­ ний вскрыт скважинами лишь вблизи западного борта впадины и на структурах западного склона Урала.

В ее пределах развита мощная гипсово-ангидритовая, а на юге и соленосная толща кунгурского яруса, представляющая собой региональную непроницаемую покрышку. На большей южной ча­ сти впадины распространена мощная терригенная толща турнейского яруса (джебольская), а мощность терригенной толщи артинского яруса резко увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях (от 50—100 до 1000—1500 м).

В Верхнепечорской впадине промышленные газовые и газокон­ денсатные залежи выявлены в нижнепермских, верхне-, средне- и нижнекаменноугольных карбонатных и терригенных отложениях на самом крупном Вуктыльском, а также на Курьинском, Рассохинском и Пачгинском месторождениях. Интенсивные газонефтепроявления из различных частей разреза отмечались так­ же при бурении и опробовании скважин на Пальюской, ВосточноПальюской, Илычской, Луньвожпальской и других площадях.

261

ского прогиба и приурочено к резко выраженной крупной антикли­ нальной складке меридионального простирания (рис. 60).

В геологическом строении Вуктыльского месторождения н при­ легающих к нему участков Верхнепечорской впадины принимают участие ордовикско-силурийские, девонские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения. Пробуренными скважинами вскрыт разрез четвертичных, триасовых и верхнепермских терригенных красноцветных и сероцветных отложений, терригенно-суль- фатных отложений кунгурского яруса мощностью от 120 м на се­ вере до 800 iM на южной периклинали структуры, пачка черных аргиллитов и мергелей верхнеартинского подъяруса, толща кар­ бонатных пород нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона, намюрского, визейского и турнейского ярусов нижнего карбона.

Вуктыльская антиклинальная структура по подошве гипсово­ ангидритовой пачки кунгурского яруса в пределах замкнутой изо­

нуты), свод узкий гребневидный, восточное крыло сравнительно пологое (20—25°), периклинали вытянутые, отклоняющиеся на вос­ ток. Гипсометрически наиболее высокой является северная часть структуры (Нижневуктыльское поднятие), где подошва ангидри­

вуктыльское локальное поднятие, погруженное относительно Нижневуктыльского на 600 м.

По данным сейсморазведки МРНП и МОВ, Вуктыльская анти­ клиналь представляет собой надвиговую структуру. Плоскость надвига намечается в присводовой части на глубине 3—3,5 км, на восточном крыле она погружается на глубину до 4,5 км. Падение плоскости восточное под утлом 55—70°. Залегание отложений перми и карбона ниже плоскости надвига горизонтальное. В рай­ оне северной периклинали структуры плоскость нарушения пере­ сечена скв. 20 на западном крыле. Амплитуда вертикального сме­ щения здесь составляет 600 м. Плоскость нарушения проходит ниже отметки газоводяного контакта.

Отмечено увеличение мощности верхнедевонских и каменно­ угольных отложений в пределах узкой зоны на западном крыле Вуктыльской структуры. Видимо, эта антиклинальная складка об­ разовалась над областью прогиба. В каменноугольное и поздне­ триасовое время произошли инверсия тектонического режима и образование Вуктыльской вилообразной складки. Бурением здесь выявлено две газоконденсатных залежи. Основная залежь приуро-

262

чена к мощной карбонатной толще пород артинского—визейского ярусов и небольшая по размерам залежь — к песчаникам бобриковского горизонта визейского яруса (рис. 60).

Карбонатные породы представлены органогенными и доломитизированными известняками, а также вторичными доломитами с прослоями глинистых известняков и мергелей. Толща газонасы­ щенных карбонатных пород мощностью около 800 м залегает над плотными глинистыми известняками и мергелями михайловского, алексинского и тульского горизонтов визейского яруса, отделяю­ щих ее от залежи бобриковского горизонта, и перекрывается 50— 100-м пачкой черных трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, служащей непроницаемой покрышкой для залежи.

Карбонатная толща артинско-визейского возраста мощностью около 800 м является единым резервуаром, состоящим из чередо­ вания пород-коллекторов различного типа (поровые или грануляр­ ные пористостью более 6%, низкопористые или трещинно-кавер­ нозные пористостью менее 6% и смешанные или пористо-трещин- но-кавернозные пористостью более 6%), с более плотными разностями известняков. Распределение коллекторов порового и смешанного типа в разрезе крайне неравномерно.

Верхняя часть карбонатной толщи, отвечающая артинскому, сакмарскому и ассельскому ярусам, представлена в основном уп­ лотненными разностями известняков с подчиненными прослоями невыдержанных по площади и разрезу высокопористых грануляр­ ных коллекторов. В отложениях верхнего карбона и особенно мос­ ковского яруса, а также в башкирском, намюрском ярусах и верхней части визейского яруса доля поровых и смешанных кол­ лекторов значительно возрастает, и участки разреза с преимуще­ ственным развитием таких коллекторов четко выделяются по керну, а также по данным промыслово-геофизических исследова­ ний скважин и хорошо коррелируются по площади.

Средняя мощность высокопористых коллекторов (поровых и смешанных пористостью более 6%) составляет в ассельском ярусе 7 м и низкопористых 11 м, в верхнем карбоне и московском ярусе они соответственно равны 50 и 46 м, в башкирском и намюрском

263

ных коллекторов верхнего карбона и московского яруса состав­ ляет 12,4—12,6%, а пермских, башкирских, намюрских и визейских отложений 10—11 %.

Поинтервальным опробованием участков разреза с различной промыслово-геофизической характеристикой доказана промыш­ ленная газоносность всех типов коллекторов в различных частях разреза, причем дебиты газа в зависимости от типа и эффектив­ ной мощности коллектора в опробованном интервале меняются от нескольких тысяч до 2—3 млн. м3/сут. Весьма эффективной яв­ ляется солянокислотная обработка опробываемых интервалов, увеличивающая дебит газа в 4—-7 раз.

Прослои и пачки коллекторов различного типа благодаря си­ стеме трещин соединены в единый резервуар массивно-пластового типа и представляют собой единую гидродинамическую систему, на что указывает закономерное изменение пластового давления в различных частях и на разных глубинах пермско-каменноуголь­ ной газоконденсатной залежи.

Газоводяной контакт не является строго горизонтальным, по­ скольку притоки газа получены с отметок минус 3307—3388 м, что объясняется, по-видимому, различной пористостью и проницаемо­ стью пород-коллекторов в зоне газоводяного контакта в различ­ ных участках залежи. По данным опробования и промысловой геофизики, газоводяной контакт (на южной периклинали струк­ туры, где имеется нефтяная оторочка) условно проведен по от­ метке минус 3316 м, выше которой не получено притоков воды. С учетом наиболее высокой отметки залегания газоносных карбо­

В основании пермско-каменноугольной газоконденсатной за­ лежи установлены спорадические нефтяные скопления. Самое зна­ чительное из них приурочено к южной периклинали Вуктыльской структуры, наиболее удаленной от гидравлического замка анти­ клинальной ловушки, определяющего емкость последней и распо­ ложенного на северной периклинали. Высота нефтяной оторочки на юге структуры в районе скв. 26 и 49 достигает 60 м, а водо­ нефтяной контакт, по данным опробования и промысловой геофи­ зики, проходит на отметке минус 3376 м. Небольшие нефтяные скопления установлены также в центральной части Вуктыльской структуры в районе скв. 31 и на северной периклинали в районе скв. 20 и 36.

Вместе с нефтяной оторочкой южной периклинали общая вы­ сота пермско-каменноугольной залежи составляет 1500 м, вслед­ ствие чего в сводовой части Вуктыльской структуры наблюдаются аномально высокие пластовые давления, достигающие 342 кгс/см2 на глубине 2200 м, что в 1,5 раза превышает нормальное гидроста­ тическое давление. Пластовое давление, приведенное к отметке минус 3000 м, составляет 368,3 кгс/см2.

266

При таком аномально высоком пластовом давлении в верхней части газоконденсатной залежи сохранность последней могла обеспечить только очень прочная и высокогерметичная покрышка, роль которой выполняют пластичные гипсово-ангидритовые породы кунгурского яруса.

По данным лабораторного исследования отсепарированного газа, газа выделившегося из сырого конденсата при его стабили­ зации, остаточного газа и стабильного конденсата, пластовая га­ зоконденсатная смесь (пластовый газ) характеризуется следую­ щим составом: метан 74,6%, этан 8,9%, пропан 3,8%, бутан 1,8%, пентан и высшие 6,5%, азот 4,4%. Плотность газа по воздуху 0,933 г/см3, молекулярный вес 27,0, содержание стабильного кон­ денсата 352,7 г/м3. Конденсат представляет собой легкую прозрач­ ную углеводородную жидкость желтоватого цвета с плотностью 745 г/см3, молекулярным весом 115—134, с высоким содержанием легких фракций (до 300° С выкипает 86,5—91,0%) при небольшом количестве тяжелых углеводородов (выше 350° С остается 5—6%), содержание парафина по Гольде 0,5—1,2%, омол силикагелевых

0,5%, серы 0,02—0,09%.

Давление начала конденсации близко к пластовому давлению и составляет 339 кгс/см2, а давление максимальной конденсации сырого конденсата 138 кгс/см2 при колебаниях по разным пробам от 116 до 161 кгс/см2.

Нефть из нефтяной оторочки в подошве пермско-каменноуголь­ ной газоконденсатной залежи легкая (0,826—0,841 г/см3), молеку­ лярным весом 204, высокопарафинистая (4—8,1% по Гольде), с содержанием смол силикагелевых 1,8—3,6%, серы 0,15—0,22%, фракций, выкипающих до 300° С 48—57%.

Нефть, полученная в скв. 20 из подвзбросовой части запад­ ного крыла структуры, на 100 м ниже основной газоконденсатной залежи, существенно отличается по своим свойствам и является более тяжелой (0,883 г/ом3), молекулярный вес 245, содержание парафина 1,5%, серы 0,45% и асфальтенов 3,1 %.

Подстилающие газоконденсатную залежь пластовые воды представляют собой высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией 212—256 r/л. Напоры вод составляют 3200—3250 м под плоскостью газоводяного контакта, дебиты воды, полученные при опробовании скважин, колеблются в зависимости от типа коллектора, эффективной мощности и де­ прессии на опробуемый пласт от 0,44 до 228 м3/сут. Вода полу­

267