Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции

Месторождения, залежи и притоки углеводородов в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (рис.1.1) установлены в широком стратиграфическом диапазоне - от рифея до триаса, в интервале глубин от 32-300 м на Тимане и до 6400 м на Вуктыльской площади. Характер распределения нефтегазоносности в литолого-стратиграфических комплексах, контролируемый распространением в разрезе коллекторских толщ и флюидоупоров, позволяет выделить восемь нефтегазоносных комплексов (НГК), включающих основные продуктивные горизонты. Это ордовикско-нижнедевонский терригенно-карбонатный, среднедевонско-нижнефранский терригенный, доманиково-турнейский терригенно-карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, верхневизейско-нижнепермс-кий карбонатный; нижнепермский (артинско-кунгурский) терригенный, верхнепермский терригенный, мезозойский (в основном триасовый) терригенный. Во всех этих комплексах, наряду с залежами УВ, связанными с межгранулярными коллекторами порового типа, широко распространены скопления УВ, приуроченные к коллекторам трещинного типа.

 

1.1.1. Трещинно-карстовые карбонатные резервуары

Карбонатные отложения в Тимано-Печорской провинции занимают около 60% осадочного чехла. Доля нефтяных и газовых залежей, связаннных с карбонатными коллекторами, в общем объеме разведанных запасов углеводородного сырья постоянно возрастает. Это свидетельствует о высоких перспективах открытия новых зале­жей УВ в карбонатных комплексах. Промышленные скопления УВ в карбонатных коллекторах установлены в ордовикско-нижнедевонском, доманиково-турнейском и верхневизейско-нижнепермском НГК.

Ордовикско-нижнедевонский НГК представлен терригенными и карбонатными отложениями ордовика, сульфатно-карбонатными породами нижнего силура, терригенными и карбонатными образованиями нижнего девона, залегающими на глуби­нах до 3-6,5км. Общая мощность НГК меняется от десятков метров (Ижма-Печорская впадина) до 3-3,5км (Косью-Роговская впади­на).

Имеющий широкое распространение на всей территории северо-восточной части ТПП ордовикско-нижнедевонский НГК в последние годы выдвинулся в число одного из важных объектов, обеспечиваю­щих возрастающие объемы прироста запасов нефти. Так, если в 1971-975 гг. прирост запасов нефти по этому НГК составил 2,3% от сум­марного прироста по провинции, в 1981-1985 гг. – 9,3%, то в 1986-1988 гг. достиг 25,2 % [42].

 

Рис.1.1. Обзорная карта Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции по данным Филиала ООО ВНИИГаз – «Севернипигаз»:

1 – границы крупнейших тектонических элементов; 2 – границы крупных тектонических элементов; 3 – продолжение тектонических элементов континента в акватории Печороморского шельфа; 4 – индексы крупнейших тектонических элементов: I – Тиманский кряж, II – Печорская синеклиза, III – Предуральский краевой прогиб, IV – Уральская складчато-надвиговая область; 5 – индексы крупных тектонических элементов: I₁ – Ухта-Ижемский вал, II₁ – Ижма-Печорская впадина, II₂ – Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, II₃ – Печоро-Кожвинский мегавал, II₄ – Денисовский прогиб, II₅ – Колвинский мегавал, II₆ – Хорейверская впадина, II₇ – Варандей-Адзьвинская структурная зона, III₁ – Пай-Хойское поднятие, III₂ – Коротаихинская впадина, III₃ – Воркутское поперечное поднятие, III₄ – Косью-Роговская впадина, III₅ – Поднятие Чернышева, III₆ – Большесынинская впадина, III₇ - Среднепечорское поднятие, III₈ – Верхнепечорская впадина, IV₁ – Собское поднятие, IV₂ – Лемвинское опускание, IV₃ – Кожимское поднятие, IV₄ – Верхнещугорское опускание, IV₅ – Тимаизское поднятие, IV₆ – Верхнепечорское опускание; 6 – нефтяные месторождения; 7 – газовые и газоконденсатные месторождения; 8 – нефтепроводы; 9 – газопроводы; 10 – проектные газопроводы

 

 

В пределах Хорейверской впадины, где расположена большая часть открытых в ордовикско-нижнедевонском НГК месторождений, он включает терригенные и карбонатные породы нижнего, среднего и верхнего ордовика, нижнего и верх­него силура и нижнего девона, перекрытые с крупным стратиграфическим несогласием терригенно-карбонатными отложениями франского яруса верх­него девона. Общая мощность комплекса меняется от 490 м в централь­ной части Большеземельского свода (Сандивейское и другие поднятия) до 1800 м на его склонах, увеличиваясь в направлении Печоро-Колвинского авлакогена и Варандей-Адзьвинской структурной зоны.

Нижняя часть комплекса позднеордовикского возраста (ашгильский ярус) состоит из трех литологических пачек (снизу-вверх): доломитовой, сульфатно-доломитовой и глинисто-сульфатно-карбонатной общей толщиной от 220 до 450 м. Коллекторы приурочены к нижней и средней пачкам и имеют ограниченное распространение [127]. Тип кол­лектора – трещинный, трещинно-каверновый, пористость от 0,1 до 1,9%, проницаемость до 3,4·10^-15 м. Роль покрышки выполняет верхняя пачка. Залежи пластового сводового типа установлены на Среднемакарихинском и Мастерьельском месторождении. Дебиты - от 3 до 42 м³/сут, нефть легкая (0,833 - 0,856 г/см³).

Средняя часть комплекса представлена силурийскими отложениями, широко развитыми на северном и северо-восточном склонах Большеземельского свода, где их толщина достигает 900-1000м. В центральной части свода присутствуют лишь сохранившиеся от размыва нижнесилурийские отложения мощностью от 490 до 650 м. Эти отложения в объеме лландоверийского (300-650 м) и венлокского (до 300 м) ярусов представлены сульфатно-доломитовыми, доломитовыми и известково-доломитовыми породами джагальского и филиппьельского горизонтов и соответствующимиим местными свитами - макарихинской и сандивейской лландоверийского яруса, а также седъельского горизонта (веякская свита) венлокского яруса. Коллекторы сложные, в основном, порово-трещинного и порово-кавернового типов. Значения пористости колеблются от 5,5 до 18,4%, проницаемости - от 3 до 156·10^-15м ². Реги­ональной покрышкой являются карбонатно-глинистые отложения тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона толщиной 20-40 м. Месторождения и залежи выявлены на Верхневозейской площади (макарихинская и сандивейская свиты), Сандивейской и Шор-Санди-вейской, Восточно-Возейской, Среднемакарихинской (веякская свита) площадях. Залежи нефти структурно-стратиграфические (расположенные под поверхностью размыва), пластовые, сводовые, массивные, тектонически экранированные. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от первых десятков до 500 т/сут. Нефти, в основном, легкие (0,827-0,868 г/см³). Исключение составляет Среднемакарихинское месторождение, где нефти тяжелые (0,916 г/см³), высокосернистые (2,3%), смолисто-асфальтеновые (26,5%) [212].

Верхняя часть комплекса включает лохковский ярус нижнего девона, представленный карбонатными и глинисто-карбонатными отложениями овинпармского горизонта, которые прослеживаются в вос­точной части Хорейверской впадины в виде узкой, выклинивающейся к западу от вала Сорокина полосы шириной 20-30км и толщиной 170-200 м. Пласты-коллекторы приурочены к доломитовым породам трещинно-порового и каверново-порового типа, пористостью до 13% и проницаемостью до 125·10^–15 м². В этой зоне открыты Колвинское,им. 70-летия Октяб­ря и им. Романа Требса месторождения нефти. Залежи структурно-стратиграфические (под поверхностью размыва), а также пластовые сводовые. Дебиты нефти изменяются от 70 до 600 т/сут, нефти легкие и средние (плотность 0,827 - 0,875 г/см³).

Продуктивность комплекса также установлена в Варандей-Адзьвинской структурной зоне (тяжелые и средние нефти) и в Косью-Роговской впадине (газ). Дебиты нефти изменяются от 1-2 до 50-70 т/сут, газа от 150 до 750 тыс.м³/сут. Флюиды разнообразны по физико-химической характеристике: плотность нефтей составляет 0,875-0,920 г/см³, содержание парафина в легких нефтях 3-8%, в тяжелых – до 2% [127]. Газы конденсатные, содержат сероводород. На Кочмесской пло­щади (Косью-Роговская впадина) содержание сероводорода в УВ га­зе из ордовикских отложений достигает 6% (объемных).

Доманиково-турнейский НГК. Отложения дан­ного комплекса характеризуются повсеместным распространением. В наиболее полном объеме они развиты в пределах Колвинского мегавала и Варандей-Адзьвинской структурной зоны, где максимальная толщина их достигает до 2200 м. На территории Хорейверской впади­ны они сокращаются до 500 м.

Нефтеносность доманиковых отложений установлена на Нядейюсской площади, где в скв. № 10 испытателем пластов был получен приток нефти дебитом 24 м³/сут. Залежь пластовая сводовая, покрышкой служат глинистые известняки нижней части верхнефранского подъяруса. Фильтрационно-емкостные параметры коллекторов этих отложений, представленных в шельфовых и рифогенных типах разреза известняками и вторичными доломитами, изучены слабо. В целом, для пород доманикового горизонта свойственны низкие коллекторские свойства. В рифогенных фациях, вскрытых на Сандивейской площади (скв. № 9), среднее значение пористости составляет 5%, проницаемость изменяется от 0 до 590^.10^-15м². Здесь развит, в основном, каверново-поровый и порово-трещинный тип коллектора. В шельфовом типе разреза ка­чество коллекторов ухудшается за счет увеличения степениих гли­низации.

Промышленная нефтеносность верхнефранских отложений установлена в пределах Пашшорской, Харьягинской, Восточно-Харьягинской, Ворхнеколвинской, Северо-Хоседаюской, Колвинской, Мядсейской площадей и связана, в основном, с рифогенными образованиями. Прито­ки нефти с водой получены на Восточно-Колвинской и Сандивейской площадях. Признаки нефтеносности в процессе бурения отмечены на Тобойской структуре, газоносности - на Командиршорской. Коллекторами являются вторичные доломиты и кавернозные известняки, обла­дающие высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Средние зна­чения пористости на Северо - Хоседаюском месторождении составляют 17,4% проницаемости 565·10^-15м². Дебиты нефти изменяются от 2,5 т/сут (cкв. № 47-Харьяга) до 353 т/сут (скв. № 2-Северо-Хоседаю). Залежи пластовые и массивные сводовые, по запасам от мелких до крупных. Покрышками служат плотные глинистые известняки верхнего франа и нижнего фамена.

В фаменских отложениях нефтяные скопления известны на Харьягинской, Возейской, Усинской, Мусюршорской, Южно-Торавейской и Лабоганской площадях, в турнейских на Наульской, Южно-Торавейской и Лабоганской. На Седьягинской и Нядейюской структурах из этих отложений получены притоки нефти с водой. Признакиих нефтеносности установлены на Варандейской, Торавейской, Северо-Сарембойской, Нямюрхитской и Южно-Садаягинской площадях. Коллекторами являются вторичные доломиты и выщелоченные известняки. Пористость их достигает 24,8 %, проницаемость более 16·10^-15м². Преобладают сложные коллекторы трещинно-порового и каверново-порового типа. Из этих отложений получены высокие дебиты нефти, достигающие 1420 т/сут (скв.№ 30-Мусюршор). Залежи сводовые массивные и пластовые. По величине за­пасов УВ от мелких до крупных. Флюидоупорами служат плотные глинис­то-карбонатные породы фамена-турне и толща аргиллитов в основании визейского яруса.

Физико-химические свойства нефтей очень разнообразны. Плотность нефтей изменяется от 0,806 до 0,992 г/см³. Доминируют легкие и средние нефти, утяжеленные и тяжелые нефти установлены в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны и на юге Хорейверской впадины.

Верхневизейско-нижнепермский НГК распространен на большей части ТПП и представлен карбонат­ными образованиями. В настоящее время в НГК отк­рыто большое количество залежей УВ. С этим комплексом на Европейском северо-востоке России связаны са­мые крупные залежи нефти (Усинская среднекаменноугольно-нижнепермская залежь тяжелой нефти) и газа (Вуктыльское газоконденсатное месторождение).

В отложениях окского надгоризонта на севере ТПП развиты кол­лекторы, образованные в результате выщелачнвания и доломитизации известняков. Они представлены, в основном, доломитами и доломитизированными известняками мощностью 10-20 м. Пористость достигает до 38,8%, проницаемость -1,54·10^-12м². Тип коллектора поровый, порово-каверновый и порово-трещинный. В пределах большинства локальных структур пласты обводнены. Единственная промышленная залежь нефти в этих отложениях установлена на Южно-Шапкинском поднятии. Залежь массивная сводовая, по размерам - мелкая. Покрышкой служат серпуховские ангидриты. В образованиях серпуховского яруса залежи нефти выявлены на Седьягинском, Лабоганском и Усинском месторождениях. Коллекторами служат межангидритовые прослои доломитов и доломитизированных известняков мощностью 10-20 м. Тип коллектора поровый. Пористость достигает 25,6%, проницаемость – 173·10^-15 м². Дебиты скважин составляют 17,6 т/сут и более. Залежи пластовые сводовые, флюидоупором служат перекрывающие их пласты ангидритов. Признаки нефтеносности серпуховских отложений по керну наблюдались на Ярейягинской, Осовейской и Мядсейской структурах.

Среднекаменноугольно-нижнепермские отложения образуют, как правило, мощные массивные резервуары. Коллекторами являются органогенно-детрито-вые, органогенно-обломочные известняки кавернозные, трещиноватые, местами доломитизированные. Они обладают высокими фильтрационно-емкостными свой-ствами. На многих площадях в процессе бурения отмечались многочисленные случаи поглощения промывочных жид­костей и провалов бурового инструмента, что свидетельствует о развитии в них карста. Пористость коллекторов достигает 30% и более, проницаемость по керну составляет от 15·10^-15 м² до 5400·10^-15 м², а по данным гидродинамических исследований скважин 10 мкм² и более.

В средне- и верхнекаменноугольных отложениях залежи УВ установлены на Кумжинской, Василковской, Ванейвисской, Южно-Шапкинской, Сандивейской и Возейской площадях, а признаки нефтеносности по керну отмечены на Нядейюской, Торавейской, Южно-Торавейской, Наульской, Лабоганской, Седьягинской, Талотинской, Тобойской, Северо-Сарембойской, Восточно-Колвинской и Лызаюской площадях. Залежи, как правило, массивные. По запасам мелкие, средние и крупные. Покрышкой являются глинисто-карбонатные породы нижней пер-ми. В верхнекаменноугольно-ассельско-сакмарских породах известны залежи УВ на Коровинской, Лаявожской и Мусюршорской структурах. Они контролируются глинисто – карбонатными отложениями сакмарского и артинского ярусов.

В ассельско-сакмарских отложениях выявлены газоконденсатные залежи на Лаявожской, нефтегазоконденсатные – на Шапкинской, Южно-Шапкинской, Ярейюской, нефтяные – на Южно-Хыльчуюской, Северо-Харьягинской, Харьягинской, Сандивейской, Наульской и Лабоганской структурах. Непромышленные эалежи нефти известны на Хыльчуюской и Центрально-Сарутаюсской площадях, а на Северо-Ярейюской был получен приток нефти с водой. Нефтенасыщение по керну отме­чалось на Верхнешапкинской, Вангурейяхинской, Южно-Торавейской и Устьпяйюской площадях. Выявленные залежи по типу массивные, пластовые сводовые, литологически экранированные. По запасам мел­кие, средние, крупные. Скопления УВ экранируются плотными гли­нисто-карбонатными породами сакмарского и артинского ярусов.

В артинских карбонатных и терригенно-карбонатних образованиях скопления нефти и газа установлены на Южно-Шапкинском, Серчейюском, Харьягинском, Ярейюском, Хыльчуюском, Северо-Харьягинском, Варандейском, Торавейском, Южно-Торавейском, Наульском, Лабоганском и Седьягинском поднятиях. Залежи массивные и пластовые сводовые. Покрышкой являются глинисто-аргиллитовые породы в основании кунгурского яруса.

Высокие фильтрационно-емкостные свойства карбонатных коллекторов комплекса предопределяют высокие дебиты до 400 т/сут (Возейская площадь). Нефти комплекса изменяются от легких (0,790г/см³) до тяжелых (0,980 г/см³). Преобладают легкие и средние нефти. Исключение составляют южная часть Колвинского мегавала и Варандей-Адзьвинская структурная зона, где преобладают тяжелые, высокосмолистые нефти. Нефти обычно сернистые и высокосернистые с содержа­нием парафина до 5%. Они недонасыщены газом, количество растворенного газа изменяется от 6 до 44 м³/т. С верхневизейско - нижнепермским НГК связана основная часть запасов газа промышленных категорий ТПП. В газовых и газоконденсатных залежах преобладает метан. Характерно присутствие в них сероводорода и углекислого газа.

Проведенный обзор показывает, что значительные запасы УВ Тимано-Печорской провинции выявлены в карбонатных НГК. Но, как свидетельствует практика, эффективность поисково-разведочных работ на объектах, связанных с карбонатными комплексами, существенно ниже, чем в терригенных. Поиски, разведка и разработка залежей УВ в карбонатных коллекторах осложняются резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств и избирательным развитием высоко­проницаемых участков. Важнейшую роль в формировании пус­тотного пространства карбонатных пород играют эпигенетические процессы растворения поверхностными и пластовыми водами, приводящие к образованию карста. Интенсивность этих процессов зависит от целого ряда факторов, важнейшим из которых является трещиноватость. Именно трещиноватость пород обеспечивает ак­тивную фильтрацию подземных и поверхностных вод и способствует выносу продуктов выщелачивания. Образующиеся при этом высокопроницаемые трещинно-карстовые зоны оказывают значительное влияние на формирование залежей нефти и газа в карбонатных комплексах, опре­деляя процессы нефтегазонакопления и миграции углеводородов. Резкая изменчивость ФЕС отмеченных зон и их избирательное развитие в значительной степени отражается на результативности геологоразведочных работ и разработки нефтегазовых залежей.

 

1.1.2. Трещиноватые глинистые и песчаные пласты-коллекторы

В предыдущем разделе показана роль сложнопостроенных трещинно-карстовых кар­бонатных резервуаров ТПП в распределении УВ ресурсов. При изучении каждого месторождения возникают разнообразные проблемы, при этом нередко встречаются уникальные карбонатные резервуары как по величине содержащихся в них запасов УВ, так и по изменчивости ФЕС. Однако, в отличие от карста, свойственного только для растворимых горных пород, трещиноватость может встречаться в породах любого литологического состава. В данном разделе рассмотрены примеры, показыва­ющие роль трещиноватости в пес­чаниках, алевролитах и песчанистых глинах, то есть в породах, которые исследователи относят к коллекторам порового типа.

Одним из наиболее изученных и содержащих значительную часть выявленных запасов нефти в ТПП является среднедевонско-нижнефранский НГК, коллекторы которого представлены песчаниками. Традиционно считается, что в этом НГК распространены коллекторы порового типа. Однако проведенные исследования показывают, что это не совсем так. В качестве примеров можно привести несколько длительно разрабатываемых месторождений нефти, выявленных в этом НГК, где роль трещиноватости настолько существенна, что ее необходимо учитывать при проектировании системы разработки залежей и обосновании методов воздействия на пласт. Это Ярегское и Нижнечутинское месторождения нефти, расположенные в Восточно-Тиманской НГО, а также Западная залежь Возейского нефтяного месторождения в Колвинском НГР.

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: