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

тивные скважины расположены в непосредственной близости от нарушения, а существенного изменения в литологии верхнеартинских отложений по площади не наблюдается. Повышенная трещи­ новатость пород способствует движению газа из низкопористых и слабопроницаемых газонасыщенных песчаников, алевролитов и аргиллитов к забоям скважин. Дебиты газа колеблются от 3 до 37 тыс. м3/сут при значительных (до ПО кгс/см2) депрессиях на пласт, что свидетельствует о низких фильтрационных свойствах газонасыщенных пород, и только в скв. 2, расположенной у текто­ нического нарушения, дебит газа составил ПО тыс. м3/сут при де­ прессии на пласт в 35 кгс/см2.

Залежь массивная, тектонически экранированная с порово-тре- щинным типом коллектора. Покрышкой для нее служит пласт

.ангидритов в подошве кунгурского яруса мощностью 20—30 м. Газоводяной контакт опробованием не установлен, поскольку не­ посредственно из верхнеартинской толщи притоков воды не полу­ чено. По-видимому, это объясняется тем, что породы ве*рхнеартинской толщи практически непроницаемы для воды, и газоводяной контакт имеется лишь в зонах повышенной трещиноватости, гид­ равлически связанных с нижележащими водоносными известня­ ками нижнеартинско-каменноугольного возраста. По замерам пластовых давлений на разных глубинах в газовой залежи и в об­ водненных известняках нижней перми (скв. 4 и 5), вероятное поло­ жение газоводяного контакта определено расчетным путем на отметке минус 1100 м. Высота газовой залежи при этом составляет около 450 м.

Пластовое давление в своде структуры в скв. 2 на глубине 845 м (отметка минус 660 м) составляет 133 кгс/см2, а среднее пластовое давление, приведенное к плоскости с абсолютной отметкой минус 960 м, составляет 137 кгс/см2. Пластовая температура на отметке минус 960 м 24,8° С.

Геологические запасы газа в залежи верхнеартинского подъяруса оцениваются в объеме около 18—20 млрд. м3.

Скв. 592 и 1 выявлена небольшая залежь газа в песчаниках II пачки иреньского горизонта. Покрышкой для залежи служит пласт ангидритов мощностью 5—10 м, эффективную мощность по дан­

опробовании интервала 863—850 м свободный дебит газа составил 70 тыс. м3/сут. Пластовое давление на глубине 790 м всего 65,3 кгс/см2, т. е. значительно ниже гидростатического, что свиде­ тельствует об изолированности этой залежи от верхнеартинской, в которой пластовое давление значительно выше гидростатического.

Залежь газа в кунгурских отложениях небольшая, литологиче­ ски ограниченная. В результате отбора газа в течение трех лет из скв. 592 давление упало на 7 кгс/см2, и по падению давления за­ пасы газа в залежи оценены в 100 млн. м3.

По данным газового каротажа отмечено повышение газонасыщенности бурового раствора в ряде скважин при проходке песча­ ников I, II и III пачек иреньского горизонта, что свидетельствует о вероятном присутствии в кунгурских отложениях нескольких не­ больших литологически ограниченных газовых залежей, изолиро­ ванных друг от друга или имеющих затрудненную связь.

Притоки воды на Курьинском месторождении получены только при опробовании нижнеартинско-каменноугольной карбонатной толщи, залегающей на глубинах 1500—2500 м, в пяти скважинах из восьми, причем дебиты воды достигают 150 м3/сут при неболь­ шом понижении уровня, что свидетельствует о высоких коллектор­ ских свойствах известняков. Воды являются высокоминерализован­ ными расколами с содержанием солей до 246 г/л (8500 мг-экв/л) и относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, нат­ риевой подгруппе. В воде присутствует сероводород.

Обводненность всего массива карбонатных пород, по-видимому, объясняется тем, что перекрывающая их толща верхнеартинских отложений не может служить покрышкой для газа и непроницаема только для воды, а мощность верхнеартинской толщи больше ам­ плитуды структуры по замкнутому контуру и больше высоты газо­ вой залежи.

Р а с с о х и н е к о е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и е

Рассохинская структура расположена непосредственно к северозападу от Курьинской и имеет с последней весьма сходное геоло­ гическое строение. Складка имеет меридиональное простирание, амплитуда 400 м. Свод ее по подошве ангидритов кунгура погру­ жен на 280 м относительно свода Курьинской антиклинали, при­ чем в отличие от последней более крутым крылом является восточ­ ное и более пологим западное. Вдоль восточного крыла возможно проходит флексуро-разрыв.

С глубиной Рассохинская структура значительно выполаживается и в пределах замкнутой изогипсы минус 2900 м (отражающие

носной толщи кунгурского яруса сокращена, а на крыльях резко возрастает. Нижняя часть кунгурского яруса представлена терри- генно-ангидритовой толщей с 20—30-м пластом ангидрита в осно­ вании. В верхнеартинской толще значительно увеличивается роль аргиллитов, а плотные песчаники сохраняются лишь в верхней ее части.

274

Пробуренными скважинами вскрыт разрез пермских, верхне- и среднекаменноугольных отложений и лишь в скв. 56 вскрыты отло­ жения нижнего карбона и девона до верхней части живетского яруса включительно.

В сводной скв. 57 кровля известняков нижней перми залегает на отметке минус 1426 м. Верхние 200 м известняков представлены плотными разностями, а ниже в отложениях верхнего карбона и московского яруса выделяются пачки проницаемых пористых и ка­ вернозных известняков и доломитов значительной мощности, в ко­ торых в сводовой части структуры и на восточном крыле выявлены две газоконденсатных залежи.

В скв. 56 в нижней части московского (2338—2409 м) и в осно­ вании визейского ярусов (2628—2678 м) преобладают глины, мер­ гели и алевролиты, а в интервале 2832—2445 м вскрыта толща преимущественно терригенных отложений турнейского яруса (глины, аргиллиты, алевролиты). Еще ниже залегает сравнительно маломощная пачка фаменско-верхнефранских отложений (3445— 3525 м), представленных доманиковой фацией, под которыми вскрыты глины, аргиллиты и плотные алевролиты нижнефранского подъяруса (3525—3611 м) и верхней части живетского яруса (3611—3637 м). При опробовании поддоманиковых отложений с помощью испытателя пластов притока не было получено, но по­ скольку скважиной вскрыта только самая кровля отложений жи­ ветского яруса, вопрос об их газонефтеносности остается откры­ тым.

Газоконденсатная залежь на Рассохинской структуре выявлена также в верхнеартинских отложениях под ангидритовой толщей кунгура. Основная газоконденсатная залежь приурочена к пори­ стым и высокопроницаемым известнякам нижней перми, верхнего и среднего карбона в сводовой части Рассохинской структуры. Эффективная газонасыщенная мощность, по данным промысловой геофизики, составляет в скв. 57 31,4 м. Залежь сводовая, массив­ ная, плоскость газоводяного контакта проходит на отметке минус 1760 м, выше которой в скв. 57 получен фонтан газа и конденсата

минус 1718—1723 м получен приток газа с небольшим количест­ вом минерализованной воды (подошва проницаемых известняков опробованного интервала имеет отметку минус 1759 м). Высота газоконденсатной залежи около 150 м, пластовое давление, рассчи­

следующий состав: метан 80,4%, этан 6,2%, пропан 2,0%. бутан 0,8%, пентан 0,3%, гексан и высшие 0,1%, азот 9,8%, углекислый газ 0,4%. Молекулярный вес газа 19,3, плотность по воздуху 0,671, содержание сероводорода 0,3%. Покрышкой для залежи служат

плотные глинистые известняки нижнеартинско-сакмарского воз­ раста и в основном нижняя часть верхнеартинской преимущест­ венно аргиллитовой толщи, которая в отличие от Курьинского ме­ сторождения приобретает здесь большую глинистость и становится более герметичной.

Подстилающие газоконденсатную залежь подошвенные воды

вязкость 0,90 сСт. Минерализация воды достигает 227,8 г/л, тип вод хлоркальциевый.

На восточном крыле Рассохинской структуры скв. 59 в извест­ няках пермо-карбона выявлена небольшая литологически ограни­ ченная (возможно тектонически экранированная) газоконденсатная залежь, приуроченная к 5-му проницаемому пласту, залегающему на глубине 2054—2059 м, что почти на 100 м ниже газоводя­ ного контакта присводовой залежи. Это обстоятельство, а также различие в составе газа (в газе из скв. 59 отсутствует сероводород) свидетельствуют об отсутствии связи между залежью в присводо­ вой части и залежью восточного крыла. О весьма незначительных непромышленных размерах залежи восточного крыла свидетельст­ вует резкое падение пластового давления в процессе исследования скважины и отбора всго 150 тыс. м3 газа (буферное давление упало со 155 до 75 кгс/см2 и после длительного стояния на статическом накоплении восстанавливалось только до 84 кгс/см2) .

В присводовой части Рассохинской структуры и вдоль ее кру­ того восточного крыла установлена газоконденсатная залежь в кровле верхнеартинской терригенной толщи непосредственно под

181,1 кгс/см2, температура 25,8° С, содержание стабильного конден­ сата в газе 45—65 см3/м3, плотность конденсата 0,703 г/см3, моле­ кулярный вес 91,6. Притоки газа и газопроявления из верхнеартинских отложений при бурении отмечены в скв. 58, 59 и 61, расположенных вдоль крутого восточного крыла, возможно ослож­ ненного тектоническим нарушением. Газонасыщенность верхнеартинских отложений следует в первую очередь связывать

с трещиноватостью пород, поскольку из этих же участков разреза

вскважинах, находящихся на северной периклинали и относительно пологом западном крыле структуры, притоков газа не получено. Не получено из верхнеартинских отложений и притоков воды, все опробованные объекты либо дали притоки газа, либо оказались сухими.

П а ч г и н с к о е г а з о в о е м е с т о р о ж д е н и е

Пачгинская структура расположена на широте Рассохинской к востоку от последней и приурочена к более восточной тектониче­

276

ской зоне, объединяющей с севера на юг Луньвожпальскую, Пачгинскую и Патраковскую антиклинальные складки. Структура имеет меридиональное простирание, сравнительно небольшую присводовую часть. По подошве кунгурских отложений амплитуда Пачгинской структуры составляет около 200 м, а в результате рез­ кого увеличения мощности нижнепермских отложений в восточном направлении амплитуда структуры в более глубоких горизонтах карбона и девона существенно уменьшается, и она выражена только в виде террасы. Мощность кунгурских отложений в сводо­ вой части структуры составляет 530 м и увеличивается на крыльях до 630 м и более. В отличие от Курьинского и Рассохинского месторождений мощность верхнеартинской терригенной толщи на Пачгинской структуре значительно увеличена и достигает в скв. 22 818 м и в более восточной скв. 21 984 м.

Подошва ангидритов кунгурского яруса в сводовой скв. 22 за­ легает на глубине 1395 м, а кровля нижнеартинских известняков вскрыта на глубине 2213 м.

Вскв. 21 при опробовании испытателем пластов в процессе бу­ рения интервала 1866—1948 м (верхнеартинская толща) получен приток газа дебитом около 150 тыс. м3/сут. При опробовании этого же интервала через эксплуатационную колонну получен лишь сла­ бый приток газа дебитом 1—1,5 тыс. м3/сут, несмотря на обработку перфорированного интервала соляной кислотой.

Вскв. 22, казавшейся по подошве ангидритов кунгура на 253 м выше скв. 21, из верхнеартинских отложений при опробовании ин­ тервала 1398—1450 м после солянокислотной обработки получен фонтан газа дебитом 100 тыс. м3/сут через штуцер диаметром 8 мм при давлении на буфере 90 кгс/см2. Пластовое давление на глубине

0,62, содержание метана 90,9%, азота 0,67%. Размеры газовой за­ лежи в верхнеартинских отложениях, ее высота и положение газо­ водяного контакта остаются невыясненными. Притоков воды из верхнеартинской толщи не получено.

Таким образом в пределах Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба наблюдается следующая картина распреде­ ления залежей нефти, газа и газоконденсата по разрезу и глуби­ нам.

На глубине 3500 м в подвзбросовой части западного крыла Вуктыльской структуры в скв. 20 почти на 100 м ниже газоводяного контакта нижнепермско-среднекаменноугольной газоконденсатной залежи получен приток утяжеленной нефти (0,88 г/см3). К северу от Вуктыльского месторождения в Андроновской Параметрической скважине с глубины 3500 м из кровли нижнепермских известняков при опробовании испытателем пластов получен слабый приток тя­ желой окисленной нефти.

На Вуктыльском месторождении в основании нижнепермскосреднекаменноугольной газоконденсатной залежи на отметках ми­

277