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

нус 3376—3316 м встречены скопления легкой (0,826—0,841 г/см3) нефти, а выше на отметках минус 3316 — 1876 м — крупная газо­ конденсатная залежь с аномально высоким содержанием конден­ сата (352,7 г/м3). На этом же месторождении выявлена газокон­ денсатная залежь в песчаниках бобриковского горизонта (подошва ее находится на отметке минус 3078 м).

На юге Верхнепечорской впадины на отметках минус 1850— 611 м встречены залежи газа с различным содержанием конден­ сата в пермско-каменноугольных известняках (Рассохинское место­ рождение), в терригенной толще верхнеартинского подъяруса (Рассохинское, Пачгинское и Курьинское месторождения) и в тер- ригенно-ангидритовой толще кунгурского яруса (Курьинское ме­ сторождение) .

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов газа и нефти в Верхнепечорской впадине связаны с разведкой девон­ ских отложений на уже выявленных месторождениях, с поисками новых месторождений на структурах внутренней зоны впадины и западного склона Урала и с поисками структурных и литологически экранированных залежей в девонских и нижнекаменноугольных отложениях на западном борту впадины.

М е с т о р о ж д е н и е Б о л ь ш е с ы н и н с к о й в п а д и н ы П р е д у р а л ь с к о г о п р о г и б а

В пределах Большесынинской впадины выявлена лишь одна за­ лежь нефти в нижнепермских известняках на Южно-Сынинском локальном структурном осложнении Нитчемыо-Сынннской струк­ турной террасы. Южно-Сынинская структура представляет собой небольшую брахиантиклиналь с амплитудой около 100—150 м. Кровля нижнеартинских известняков вскрыта в параметрической скв. 1 на глубине 3472 м и до глубины 3608,6 м скважиной прой­ ден разрез артинского, сакмарского и ассельского ярусов, представ­ ленный переслаиванием органогенно-обломочных и массивных плотных и трещиноватых известняков. В интервале 3472—3475 м пористые (8—10%) и трещиноватые известняки пропитаны тяже­ лой нефтью.

При опробовании интервала 3472—3608 м (открытый ствол) получен приток тяжелой нефти, дебит которой после двухкратной солянокислотной обработки составил около 25 м3/сут при непрерыв­ ной подкачке компрессором воздуха в затрубное пространство. Нефть имеет плотность 0,924 г/см3, вязкость при 50° С 62,8 сСт, со­ держание серы 0,37%, парафина 0,85%, смол силикагелевых 7,07%, асфальтенов 8,^%, газобензиновых фракций 4,61 %, керосино-газой- левых 26,72%, масел (остаток свыше 350° С) 53%. Проба нефти, отобранная с глубины 3450 м при забойном давлении 114 кгс/см2 и температуре 76,7° С, почти не содержала растворенного газа, со­ держание азота и тяжелых гомологов метана высокое. Характер работы скважины при опробовании свидетельствует о приурочен­

278

ности залежи нефти к карбонатным трещинным коллекторам. Раз­ меры и промышленная ценность выявленной залежи нефти оста­ лись неизученными.

ОБЛАСТИ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

По состоянию на 1/1 1973 г. в Тимано-Печорской провинции из­ вестно 42 месторождения нефти и газа, в том числе 17 нефтяных, 10 газовых, 10 газонефтяных, четыре газоконденсатных и одно неф­ тяное с газоконденсатной залежью. Пять из них относятся к кате­ гории крупных.

К о б л а с т я м п р е и м у щ е с т в е н н о г о н е ф т е н а к о п л е - ння относятся южная часть Ижма-Печорской впадины (рис. 62) и Колвинского мегавала и предположительно Хорейверская впадина.

В Ижма-Печорской платформенной впадине выявлено 11 место­ рождений нефти, которые могут быть разделены на следующие три группы:

1)месторождения, тяготеющие к западной зоне регионального выклинивания среднедевонских терригенных отложений (ЛыжскоДжьерская зона нефтенакопления);

2)месторождения зоны перехода платформы в Верхнепечор­ скую впадину Предуральского прогиба (Мичаю-Пашнинская зона нефтегазонакопления);

3)месторождения, приуроченные к литологически невыдержан­ ным линзовидным песчаникам верхней перми.

Лыжско-Джьерская зона нефтенакопления (месторождения За-

падно-Тэбукское, Джьерское, Лузское, Кыкаиольское) протягива­ ется в субмеридиональном направлении через центральную часть Ижма-Печорской впадины узкой полосой шириной 10—20 км. В указанной зоне нефтеносны два комплекса. Нижний объединяет терригенные отложения поддоманиковой толщи девона. Образова­ ние залежей в этой толще обусловлено региональным выклинива­ нием среднедевонских отложений в западном направлении и контролируется главным образом структурными ловушками суб­ широтной ориентировки амплитудой 50—150 м и в меньшей сте­ пени литологическими ловушками, хотя последние, вероятно, также имеют значительное распространение, особенно в отложе­ ниях нижнефранского подъяруса. Залежи пластового типа (сводо­ вые стратиграфические) и массивные, реже литологически огра­ ниченные со всех сторон.

Верхний комплекс представлен верхнедевонскими карбонатными отложениями, в том числе рифогенного типа. Залежи нефти в фаменских отложениях являются пластовыми сводовыми и связаны с высокопористыми прослоями доломитизированных известняков, разделенных глинистыми известняками. Залежи нефти в верхнефранских отложениях связаны с рифами. Зона распространения рифогенных тел протягивается узкой (шириной 5—10 км) полосой через центральную часть Ижма-Печорской впадины вблизи зоны

27Э

выклинивания среднего девона. В рифогенных известняках верхнефранского возраста установлена массивная залежь (высотой 80 м) на Западно-Тэбукской площади.

Можно ожидать, что в указанной и ей подобной зонах рифообразования возможно открытие других залежей нефти, приурочен' ных как к самим рифам, так и к облекающим или осложняющим их структурам, не выраженным или слабовыраженным в верхних и нижних горизонтах осадочной толщи. Полоса развития рифов, может быть намечена как самостоятельная Тэбук-Джьерская зона нефтенакопления.

Мичаю-Пашнинская зона нефтенакопления (месторождения Мичаюское, Пашнинское Северо- и Восточно-Савиноборское, Исаковское) приурочена к линейно вытянутой одноименной системе антиклинальных поднятий, протяженностью более 100 км, шириной 15—20 км. Здесь нефтеносен широкий комплекс терригенно-карбо- натных отложений от среднего девона до нижней перми включи' тельно. Нефтегазонакопление контролируется структурными ло­ вушками-субмеридиональной ориентировки амплитудой 150—300 м. Одна из этих структур Исаковская осложнена интрузией диабазов,, внедрившейся по разлому в верхнефранские отложения и, воз­ можно, рифом; другие, за счет резкого изменения мощностей-верх- него девона, имеют выраженное смещение сводов по среднедевон­ ским отложениям относительно пермских горизонтов (Мичаюская и Северо-Савиноборская структуры). Промышленная нефтенос­ ность установлена в живетских и пашийских отложениях, газонос­ ность— только в III пласте эйфельского яруса Пашнинской струк­ туры; выявлены залежи нефти в фаменских, нижнекаменноуголь­ ных и нижнепермских карбонатных отложениях. Залежи сводовые, структурно-литологические, экранированные.

Как самостоятельную зону нефтенакопления можно выделить территорию широкого распространения промышленной нефтенос­ ности в верхнепермских отложениях на юге Ижма-Печорской впа­ дины. Изучена эта зона слабо, границы ее не имеют четких очер­ таний. Основным продуктивным горизонтом является терригенная пачка в основании казанского яруса. Залежи литологические (лин­ зовидные, рукавообразные), систематической связи с вышевыделенными зонами не обнаруживают. Выявленные месторождения (Лемьюское, Вельюское, Исаковское) по запасам невелики, нефть сравнительно невысокого качества.

В северных районах провинции крупная зона нефтенакопления связана с Колвинским мегавалом протяженностью более 300 км, включающим 10 локальных структур, из которых на трех уже из­ вестны месторождения нефти: Харьягинское и крупнейшие многопластовые Усинское и Возейское.

Локальные структуры Колвинского мегавала имеют большей частью крупные размеры, большие амплитуды и весьма сложное геологическое строение. Установлено наличие тектонических нару­ шений, несогласий структурных планов. В пределах зоны нефте­

281

носны отложения перми, карбона и девона. Залежи пластовые сво­ довые, стратиграфически экранированные, массивные. В отложе­ ниях карбона и перми в северной части мегавала вполне вероятно наличие не только нефтяных, но и газовых залежей. Отличитель­ ной особенностью областей преимущественного нефтенакопления является значительная недонасыщенность нефтей растворенным га­ зом. Так, в подавляющем большинстве залежей нефти месторож­ дений Ижма-Печорской впадины (исключая Джьерское) давление насыщения нефти газом на 70—120кгс/см2 меньше пластового дав­ ления. Аналогичное явление наблюдается и на Усинском месторож­ дении, где давление насыщения нефти газом в поддоманиковых отложениях девона составляет всего 84 кгс/см2 при пластовом давлении 388 кгс/см2.

Некоторые черты сходства геологического строения Ижма-Пе­ чорской и Хорейской впадин позволяют предполагать наличие в пределах последней также залежей преимущественно нефтяного или нефтегазового типа. Первые залежи тяжелой нефти, сходной с усинской, выявлены в карбонатных отложениях каменноуголь­

Кожвинский мегавал с его северо-восточным крылом, а также приосевая и внутренняя зоны Предуральского прогиба с передовыми складками Урала.

К настоящему времени в пределах Печоро-Кожвинского мега­ вала установлено 6 месторождений. Нефтегазоносность широко распространена по разрезу, однако залежи преимущественно мелкие. Кроме газовых и газоконденсатных встречены также неф­ тяные залежи, в том числе залежь тяжелой нефти в отложениях визейского яруса на Югндской структуре. Основным промышленно газоносным комплексом является поддоманиковая терригенная толща среднего девона и нижнефранского подъяруса, достигающая здесь максимальных мощностей, однако весьма непостоянная по ли­ тологическому составу.

Системой тектонических нарушений центральная часть мегавала разделяется на Шапкинско-Лебединский, Даньельско-Тереховей- ский, Лыжско-Кыртаиольский и Войско-Сопляиский валы.

Для указанных валов характерны крупные (10X40 км) высо­ коамплитудные (до 600 м") структуры, зачастую с резко несоглас­ ным структурным планом по низам осадочной толщи. В отложе­ ниях среднего девона своды таких структур, как Южио-Лыжская и Кыртаиольская смещаются более чем на 5—6 км, и образуются практически самостоятельные поднятия, служащие объектами раз­ ведки. Данные последних лет заставили пересмотреть представле­ ние о неперспективное™ центральной части мегавала. В настоящее время с учетом повсеместного распространения регионально нефте­ газоносных толщ среднего девона и наличия погребенных структур, смещенных в благоприятные для сохранения залежей условия,

.282