Нижнечутинское нефтяное месторождение

Нижнечутинское месторождение расположено в Ухтинском районе Республики Коми. Ближайшими населенными пунктами являются: пос. Водный, находящийся в 6 км к юго-западу, и г. Ухта в 18 км к востоку. В тектоническом отношении месторождение при­урочено к Ухто-Ижемскому валу, в нефтегазогеологическом – принадлежит к Ухто-Ижемскому нефтегазоносному району (НГР) Восточно-Тиманской нефтегазоносной области (НГО).

Нефтепроявления на р.Чуть были известны давно. В начале 60-х годов XIX века специальной экспедицией, направленной в Печорский край по инициативе архангельского губернатора, были пробурены на реке Чуть разведочные скважины небольшой глубины, которые давали около трех фунтов нефти в час, по-видимому, из I пласта.

В 90х годахXIX века на р. Чуть Тиманской экспедицией академика Ф.Г. Чернышева было пробурено еще несколько скважин, которые давали вначале перелив чистой нефти, а затем нефти с водой.

В 1900 году на площади были пробурены две скважины нефтепромышленником Вангелем. Достоверных сведений о результатах бурения скважин не сохранилось, однако при осмотре устьев в 1941 году были отмечены следы вытекшей нефти.

В 1911-13 годах в нижнем течении р. Чуть проводились работы на средства казны, и была пробурена скважина № 3-Казенная. По результатам бурения этой скважины впервые появилась возможность составить представление о геологическом строении района и вы­яснить до известной степени промышленные перспективы (В.И. Стукачев, 1913).

Скв.№ 3-Казенная за первые сутки дала 18 пудов (около 290 кг) нефти, которая по­ступала вместе с водой. При дальнейшем тартании скважина давала до 20-30 пудов (320-480 кг) нефти с водой в сутки. В целом, дебит падал и через 3 месяца прекратился совер­шенно. По данным В.И.Стукачева, нефть средняя по плотности - 0,876 г/см³, парафиновая -1,25%.

При проходке скв.№ 3-Казенная был отмечен выброс нефти с газом при глубине 150 м (II пласт), при этом давление на устье составляло 12 кг/см² (закрытое), на выходе через 2" трубку 4,5 кг/см".

После бурения скв.№ 3 на р.Чуть был пробурен целый ряд скважин Бакинской фирмой "Русское товарищество - Нефть" ("РТН") - Владимирская, Петровская, Карловская, Валентиновская, Сароктинская и Самеоновская, но хороших результатов получено не было (В.И. Стукачев: "Ухтинский нефтеносный район. Казенные разведочные работы 1911-1913 гг., изд. Петроград, 1915 г.). Из этих скважин только Владимирская скважина из I пласта показала суточный дебит 220 кг. Достоверных данных о результатах бурения ос­тальных скважин не сохранилось.

В 1930-х годах в долине р.Чуть проводилось бурение разведочных скважин Вод­ным промыслом с целью поиска радиоактивных вод. Были пробурены скважины №№ 31, 33, 48, 70, 79, 106, 200, 201, 202, 207. В первой из них (скв. № 31) при проходке пласта 1 на глубине 30-55,8 м наблюдалось выделение газа и перелив нефти. При опробовании 1 пла­ста получены притоки нефти 210-288 литров в сутки ("Геологический отчет геологораз­ведочного отдела Ухтижемстроя НКВД за 1941 год"). Нефтепроявления отмечались также в скважинах №№ 1Н и 2Н, пробуренных Водным промыслом с целью разведки нефтяной залежи в I пласте в 1935 году. Были получены притоки нефти с водой.

В эти же годы на площади пробурено еще ряд скважин Газовой разведкой (№№ 53,56) и Ухтинской экспедицией (№№ 25, 27, 29, 33). В скв.№ 56 при испытании I пласта был получен приток легкой (0,837 г/см³) нефти дебитом 60-100 кг в сутки. Скважины Ух­тинской экспедиции I пласта не вскрыли.

В июле 1941 года при инспектировании скважин №№ 31,48 и 70, эксплуатировав­шихся на радиоактивную воду, было обращено внимание на обилие разгазированной неф­ти в шахтах скважин. В связи с этим был пробурен ряд разведочных скважин №№ 3, 4, 5 и 6, давших притоки нефти (в скв.№№ 4 и 6 - с водой). После этого было принято решение об организации Нижнечутинского нефтяного промысла и о планомерном разбуривании пласта в нижнем течении р.Чуть по 60-метровой сетке. Предполагалось пробу­рить 3,5-4 тысячи скважин, из которых около 2 тысяч - в долине р.Чуть. В 40-е годы было пробурено около 120 крелиусных скважин, по которым велась эксплуатация залежи нефти в I пласте. Всего на месторождении добыто 3410 тонн нефти. Среднесуточные дебиты нефти первого месяца эксплуатации варьировали от 20 кг/сут до 2000 кг/сут, а в скв. № 5 начальный дебит составлял в первые дни 2,1-4,4 м³/сут. Во многих скважинах с самого начала эксплуатации отмечалось поступление воды. Обводненность продукции в начале эксплуатации составляла от 0 до 85%. При этом целая группа скважин давала безводную нефть в течение первых 1-1,5 месяцев и лишь позднее обводнялась - скв.№№ 40-59, 163-169 и др. Добывающими скважинами, как правило, вскрывалась только верхняя часть пласта I ("нефтеносная") с вхождением на 1 м в маломощную глинистую пачку, разделяющую I пласт на две литологически разнородные пачки. Эти пачки имеют также различное насыщение флюидом. Верхняя пачка, представленная песчаниками, нефтенос­ная, нижняя, сложенная алевролитами с линзами песчаников - водонасыщенная. Поступ­ление воды при испытании и эксплуатации I пласта, вероятно, связано с низкими качест­вами флюидоупора, разделяющими верхнюю и нижнюю пачки, а также низким качеством цементирования вышележащего доманикового водоносного горизонта. Сроки эксплуатации сква­жин составляли 1 - 2 года, в конце эксплуатации среднесуточный дебит зачастую состав­лял несколько килограммов нефти в сутки с водой до нескольких сотен литров.

Запасы нефти Нижнечутинского месторождения, разработка которого велась в 40-е годы, впервые были подсчитаны и учтены "Государственным балансом" в 1999г. Подсчет запасов и постановка на "Баланс РФ" произво­дился на основании имеющихся фондовых материалов по скважинам старого фонда, находящимся в эксплуатации в 1941-1942 гг., и данных буренияскв.№ 4 Мишаковская, пробуренной в 1986 году, в которой выполнен полный комплекс промыслово-геофизических исследований, выделяются нефтенасыщенные мощности, но опробо­вание I пласта по техническим причинам не проведено.

Продуктивный пласт I залегает в кровле тиманского горизонта верхнего дево­на и представлен преимущественно песчаниками тонкозернистыми нефтенасыщенными с прослойками глин. Покрышкой служат глины саргаевского горизонта. Средняя мощность нефтеносной части пласта около 20 м, эффективная нефтенасыщенная мощность 5-6 м. Проницаемость песчаников составляет десятки миллидарси (в скв.№28 – 66 мД), пористость 20% и более. Глубина залегания продуктив­ных отложений 30-80 м. Литологически пласт выражен часто чередующимися тонкими светлыми зеленовато-серыми прослойками кварцевого алевролита и хлорито-слюдистого аргиллита. Следует отметить, что взаиморасположение чередующихся прослоев чрезвычайно прихотливо. Обычно выделяют две структурные разновидности пород, слагающих I пласт Нижнечутинского месторождения (Л.В. Добротворская, 1942 г.).

Для первой разновидности типична перемежаемость тончайших (в 2-3 мм и несколько больше) линзочек и линзовидных прослоев глин и нефтеносных мелкозернистых песчаников. Те и другие сильно слюдисты. Очертания прослоев очень прихотливы, плоскости напластования часто волнисты, нередко совершенно неправильны, как бы зазубрены. Песчаные линзочки с правильными очертаниями местами имеют неправильные разбухания, которыми они соединяются с такими же линзочками, расположенными в соседней плоскости напластования. Наблюдаются мельчайшие гребенчатые как бы «втеки» песчаников в глины по плоскостям напластования.

Вторая разновидность – это совершенно своеобразная песчанистая порода. Она представляет собой тонко- и мелкозернистый слюдистый песчаник, неравномерно сцементированный глинистым материалом.

Таким образом, продуктивные интервалы разреза I пласта Нижнечутинского месторождения представляют собой сложную песчано-глинистую толщу, гидродинамическая связь в которой, а также фильтрация флюидов осуществляется, главным образом, за счет развитой системы вертикальных трещин.

Залежь нефти пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная (рис.1.6). Замещение песчаников плотными породами установлено по результатам бурения скважи­ны № 100 в восточной части месторождения. Флюидоупором служит глинистая пачка саргаевского горизонта мощностью 30 м (рис. 1.7). К категории C₁ отнесен южный участок залежи, в пределах которого была пробурена скважина № 4-Мишаковская. Остальная часть залежи отнесена к категории С₂.

В 2001 году из скважины №174 сотрудниками Филиала ООО ВНИИГаз-«Севернипигаз» были отобраны 4 глубинные пробы нефти и проведен их анализ. По результатам исследований все пробы имеют близкие характеристики пласто­вой нефти. Поэтому за основу приняты данные, полученные по пробоотборнику ПД-13, имеющему промежуточные значения определяемых параметров.

Пластовая нефть при температуре 20° С характеризуется плотностью (расчетная) 0,8539 г/см³, динамической вязкостью 10,2 мПа·с.

Содержание в пластовой нефти жидких углеводородов составляет 94,68 мол.%, летучих углеводородов 5,31 мол.%. Неуглеводородные компоненты в

составе пластовой нефти практически отсутствуют, их сумма не превышает 0,01 мол.%. Молекулярная мас­са пластовой нефти равна 228,1.

При пластовой температуре 6° С разгазированная нефть из пробоотборников ПД-7 и ПД-13 имеет плотности 0,8638 и 0,8640 г/см соответственно. Разгазированная нефть средняя по плотности (0,8529-0,8534 г/см при 20° С), среднесернистая (0,79-0,80 мас.%), малопарафинистая (0,74-0,86 мас.%). По содержанию смол 11,57-12,08 мас.% рассмат­риваемая нефть является среднесмолистой, по содержанию асфальтенов 1,36-1,48 мас.% – среднеасфальтенистой. Нефть характеризуется повышенной вязкостью (18,38-20,25 сСт при 20 °С), которая объясняется малым содержанием растворенного газа. Содер­жание легких бензиновых фракций (н.к. 200 °С) составляет 24-25 об.%, выход светлых фракций, выкипающих до 300° С – 44 об.%. Температура застывания нефти минус 14 и минус 21° С, температура плавления парафинов 67,2-66,2° С.

 

- изогипсы кровли I пласта   - линия геологического профиля - линия замещения песчаников I пласта   - тектонические нарушения   - зоны отсутствия сейсмических отражений, связываемые с нарушениями   - внешний контур нефтеносности   - внутренний контур нефтеносности     - границы запасов категории С1     Скважины:   - поисковые   - разведочные и эксплутационные   - пробуренные на воду

Условные обозначения

Рис. 1.6. Структурная карта кровли нефтенасыщенных песчаников I пласта Нижнечутинского месторождения

 

Выделившийся при стандартной сепарации газ представлен в основном метаном (68,36 мол.%) и его гомологами (29,91 мол.%). Газ высокожирный (коэффициент жир­ности 100·С₂+/С₁ равен 44), низкоазотистый (1,58 мол.%) и низкоуглекислотный (0,15 мол.%). Тип газа углеводородный, его подтип бутано-метановый. В составе попутного нефтяного газа агрессивных компонентов не выявлено.

По результатам стандартной сепарации газовый фактор составил 0,45 м³/т или 0,39 м³/м³, выход разгазированной нефти на пластовую 999,4 кг/т или 853,4 кг/м³, объ­емный коэффициент принят равным 1,00.

Пробы нефти содержали незначительное количество воды (<0,03 мас.%), давле­ние насыщенных паров составило 28,53-32,35 кПа. Содержание хлористых солей в пробе из ПД-7 равно 2,47 мг/дм³, механических примесей 0,1 мас.%.

 

 

Рис. 1.7. Схематический геологический профиль по линии II – II вкрест простирания нефтяной залежи

 

Таким образом, нефть из скважины № 174 по всем основным параметрам представляет собой подготовленный товарный продукт и не нуждается в какой-либо дополнительной подготовке для доведения ее до товарных качеств и может сразу накапливаться в имеющийся парк емкостей, а затем сдаваться потребителю.

Проведенный анализ разработки залежи, а также детальные исследования керна и геолого-промысловых данных позволяют сделать вывод о сложном порово-трещинном типе коллектора I пласта. Значительное различие дебитов рядом расположенных скважин, быстрое их обводнение, резкие прорывы закачиваемой воды и хорошая вертикальная гидродинамическая связь между отдельными маломощными нефтенасыщенными пропластками мелкозернистых песчаников, разделенных глинистыми прослоями значительной толщины – все это свидетельствует о наличии в I пласте широко развитой сети субвертикальных трещин и малоамплитудных тектонических нарушений, обеспечивающих фильтрацию флюидов.

Эту особенность геологического строения нефтенасыщенного I пласта планируется использовать при разработке Нижнечутинского месторождения предприятием ООО «Нефтегазпромтех». С целью повышения нефтеотдачи пласта, охвата залежи разработкой и эффективности извлечения нефти здесь предполагается бурение кустов наклонно-направленных и горизонтальных скважин с максимальным пересечением плоскостей фильтрации вертикальных трещин и малоамплитудных нарушений. При этом, по аналогии с соседним Ярегским месторождением, ожидается значительное увеличение дебитов скважин и накопленной добычи нефти.

Западная залежь Возейского нефтяного месторождения

Возейское нефтяное месторождение расположено в Колвинском НГР Печоро-Колвинской НГО. Нефтегазоносность Возейского месторождения связана с осадочными породами широкого стратиграфического диапазона от силурийских карбонатов до верхнепермских терригенных пород.

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименной структуре, осложняющей южную часть Колвинского мегавала. Поднятие предс-тавляет собой крупную ассиметричную антиклинальную складку, обрамляющую Возейский выступ фундамента. По подошве региональной покрышки (глинистые отложения тиманско-саргаевского возраста) антиклинальная складка по замкну-той изогипсе минус 3100 м имеет размеры 2 · 9,25 км и амплитуду 150 м с углами падения пород на восточном крыле – 4-5°, на западном – 3°, на северной и южной переклиналях – 2° (рис.1.8).

Восточное крыло структуры осложнено тектоническим нарушением в виде сброса амплитудой 150-200 метров. В поперечном направлении на структуре выделяется ряд разрывных нарушений субмеридианального простирания, образующих грабенообразные блоки с различными толщинами пород среднего девона. Максимальная толщина пород среднего девона установлена в центральном тектоническом блоке шириной 500-600 м (район скважин 2609, 2297, 2257, 2267, 2300), который с востока ограничивается сбросом с амплитудой смещения 30-90 м, а с запада сбросом, имеющим амплитуду около 30 м.

Нефтегазоносность среднедевонских отложений связана с сохранившимися от размыва пористыми кварцевыми песчаниками эйфельского и живетского ярусов среднего девона по западному и южному обрамлению Возейского поднятия.

Наиболее полный разрез среднедевонских отложений в пределах Возейского месторождения вскрыт в районе Западно-Возейского локального поднятия Костюкской структурной зоны (Западно-Возейская залежь).

Залежь нефти связана с песчаниками III пачки эйфельского яруса, IV и V пачек старооскольского надгоризонта живетского яруса, представляющих единую гидродинамическую систему с АВПД и единым уровнем ВНК минус 1374 м, перекрытых непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами мощностью до 50 м. Залежь нефти пластовая сводовая тектонически-экранированная. По данным института Печорнипинефть нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,618 г/см³, вязкость 0,748 мПа·с, давление насыщения 27,2 МПа, газосодержание нефти 298,2 м³/т, при пластовой температуре 90,6° С и пластовом давлении 41,7 МПа. Дегазированная нефть характеризуется как легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая, высокопарафинистая, имеет температуру застывания плюс 13 плюс 24° С. Выход светлых фракций, выкипающих до 300° С, составляет 50,3%.

 

Рис. 1.8. Структурная карта кровли проницаемых песчаников среднего девона Западной залежи Возейского месторождения по данным «Печорнипинефть»:

скважины: 1 – добывающие; 2 – нагне-тательные; 3 – ликвидированные; 4 – в консервации; 5 – изолинии кровли про-ницаемых песчаников; 6 – линия геоло-гического профиля; 7 – тектоничкские нарушения; 8 – контур нефтеносности

 

Эффективная мощность нефтенасыщенных песчаников изменяется от 2,78 до 18,33 метров. Пористость песчаников в среднем составляет 14-15%, проницаемость 0,064-0,295 мкм². Максимальный приток нефти дебитом 416 т/сут получен в скважине № 74.

Анализ разработки залежи показывает, что самые высокие дебиты и объемы добытой нефти характерны для скважин, распо-ложенных на участке грабенообразного прогиба, просле-женного в пределах структуры в субмеридианальном направлении и ограниченного с запада и востока сбросами. Несмотря на то, что скважины, пробуренные в пределах этого блока, в целом характеризуются более высокой продуктивностью по сравнению со скважинами других участков залежи, отмечается значительная вариация их дебитов и накопленной добычи. Так, суточные дебиты, превышающие 100 т/сут, были получены лишь в десяти скважинах №№ 2297, 2299, 2241, 2261, 2267, 74, 2307, 2258, 2220, 2287. В этих же скважинах зафиксированы максимальные уровни накопленной добычи нефти, достигающие 500 тыс. т и выше, что в несколько раз (иногда в десятки раз) превышает уровни суммарной добычи нефти в других скважинах. Примечательной особенностью является то, что практически все перечисленные выше высокопродуктивные скважины расположены либо непосредственно на линиях протрассированных тектонических нарушений, либо в непосредственной близости от них. При этом нередко скважины, оказавшиеся в более благоприятных геологических условиях (большая эффективная толщина, высокая пористость коллекторов, низкая расчлененность и высокая песчанистость), но удаленные от тектонических нарушений, показывают более низкие добывные возможности. Например, в скважине № 2257, расположенной в центральной части гробенообразного блока, вскрывшей максимальные нефтенасыщенные толщины коллекторов (63,2 м) и характеризующейся высоким коэффициентом песчанистости (0,47), накопленная добыча нефти составила 109733 тонн при первоначальном дебите 9 т/сут. В скважине 74, вскрывшей коллекторы с суммарной нефтенасыщенной толщиной в два раза меньшей, чем скважина № 2257 (31,4 м), и характеризующейся более низким коэффициентом песчанистости (0,4), но расположенной в непосредственной близости от сброса, накопленная добыча нефти составила 562069 тонн при первоначальном дебите 416 т/сут.

Таким образом, для Западной залежи Возейского месторождения характерно аномально высокое пластовое давление (АВПД), единый водонефтяной контакт (ВНК) для разделенных глинистыми флюидоупорами продуктивных пластов, а также существенное влияние закартированных тектонических нарушений субмеридианального простирания и образуемых вдоль них зон дробления, на формирование единого гидродинамически связанного резервуара нефти и на фильтрацию флюидов к забоям добывающих скважин в процессе разработки.

 

1.1.3. Трещиноватые резервуары кремнисто-глинисто-карбонатных отложений доманиковых фаций (доманикиты)

Перспективным резервом наращивания нефтяных ресурсов в старых нефтегазодобывающих районах Республики Коми являются карбонатные отложения доманиковых фаций верхнего девона, которые имеют широкое распространение в Тимано-Печорской провинции. Эти отложения могут рассматриваться в качестве нетрадиционных источников УВ сырья, ввиду особенностей форми­рования и условий залегания залежей, технологии вскрытия продуктивных интервалов при бурении скважин, методики выделения коллекторов и определения их фильтрационно-емкостных свойств, способов испытания перспективных объектов. Доманиковые породы ТПП, в трещинных коллекторах которых выявлены залежи углеводородов, могут быть возвратным горизонтом при истощении нижележащих продуктивных отложений поддоманиковых горизонтов в пределах многих месторождений [123].

Главной особен­ностью состава доманикитов, отличающей их от других типов по­род, является высокое содержание сапропелевого органического вещества (ОВ). На конец диагенетической стадии оно колеблется от 5 (граница с обыч­ными осадочными породами, в первую очередь глинистыми) до 20% (граница с горючими сланцами). Такая региональная обогащенность осадков сапропелевым ОВ наблюдается лишь в весь­ма специфических седиментационных бассейнах, в которых и дру­гие компоненты осадков характеризуются большим своеобразием.

Доманикиты – это типично депрессионные фации крупных мор­ских бассейнов. Предполагается, что они образуются в условиях длительного некомпенсированного прогибания, в результате которого нарастает трансгрессия, и глубина бассейна достигает нескольких сотен метров (до 500 м и более). Скорости накопления осадков исклю­чительно малы: 2-5 м/млн. лет [45].

Важнейшая черта доманикитов – пониженная концентрация терригенных частиц, она обусловлена чрезвычайно слабым привносом их из областей сноса. Для этих областей типичны очень пологий рельеф и широкое проявление кор выветривания. Низкие темпы терригенной седиментации определяют резкое преобладание в доманикитах помимо ОВ таких аутигенных компонентов, как карбонаты, кремнезем, минералы железа. Только в тех частях бассейнов, в которые поступает большое количество терригенного материала, названная черта доманикитов выражена слабо или исчезает совсем. Обычно это относится к краевым частям бассей­нов, но нередко наблюдается и на крупных внутренних террито­риях, если вблизи последних располагаются более резко выра­женные питающие провинции или существуют мощные донные течения. В этих случаях типичные доманикиты обычно замещают­ся глинистыми породами несколько увеличенной мощности, с меньшим содержанием ОВ, но нередко достаточным для отнесе­ния данных пород к доманикитам.

Доманикиты – это тонкозернистые, часто тонкоплитчатые осадочные гор­ные породы черного, реже бурого цвета, обогащенные сапропелевым РОВ. В специальной литературе доманикиты часто именуются битуминозными гли­нами, аргиллитами или черными сланцами. Такие названия ошибочны, так как содержание глинистой фрак­ции в доманикитах, как правило, не превышает 30% объемных, а нередко она вообще от­сутствует (например, местами в доманиковой свите).

Содержание РОВ в доманикитах колеблется от 5 о 20 вес. %. Если в горных по­родах содержание РОВ выше 20 %, они переходят в горючие сланцы, если ниже 5 - в глинистые и гли­нисто-карбонатные породы. Верхняя граница принята условно по наиболь­шему фактическому содержанию РОВ в доманиковой, баженовской, кумской, куонамской, менилитовой и др. свитах. При содержании РОВ ниже 5 % скачком изменяется состав пород – исчезает, например, свободный аутигенный кремнезем, что сказывается на характере вторичных изменений, в частности, на возможности формирования в доманикитах в ходе этих изменений эффективных коллекторов.

Ф.Г. Гурари показано, что преобладание в поле развития доманикитов существенно карбонатных или существенно глини­стых пород обусловлено климатическим фактором [45]. В условиях аридного климата образуются карбонатные доманикиты, которые латерально замещаются органогенными карбонатными породами, а затем эвапоритами, нередко с мощными пластами солей (куонамская свита Восточной Сибири, цехштейн Европы, пермь Се­верной Америки). При гумидном климате формируются глини­стые доманикиты, которые латерально замещаются глинистыми породами с повышенным содержанием ОВ, а затем алевритовыми или песчано-алевритовыми породами, связанными с фациями авандельт или прибрежного мелководья (баженовская свита, менилитовые сланцы).

Ф.Г. Гурари к доманикитам относит все битуминозные карбонатно-глинисто-кремнистые породы, содержащие 5-15 % сапропелевого вещества [45]. При этом к доманикитам относятся разнофациальные отложения, такие, как аргиллиты и алевролиты баженовской свиты (прибрежно-морские осадки гумидного климата), сульфатно-карбонатные отло­жения куонамской свиты (эвапоритовая и нормально-морская формация аридного климата) и относительно глубо­ководные отложения доманиковой свиты ТПП. Несмотря на значительные фациальные различия этих отложений, их объединяет высокое содержание органического вещества (до 20 %), что позволяет некоторым исследователям относить эти породы к нефтематеринским толщам.

Доманикиты в пределах Тимано-Печоркой провинции имеют возраст от среднефранского (доманиковый горизонт) до раннефаменского и представлены, преимущественно, темно-серыми до черных известняками, часто окремненными и битуминозными, с прослоями глин и глинистых сланцев. Реже это серые глинистые известняки, образовавшиеся в условиях частично компенсированной впадины [203].

По площади распространения доманикиты охватывают значительную часть ТПП. Мощность пачек депрессионных карбонатов обычно 10-20 м и увеличивается в направлении уступа, разделявшего мелководный и относительно глубоководный шельф. Во фронтальной области уступа проис­ходит фациальный переход от доманикитов к фациям осыпного шлейфа органогенных построек.

На диаграммах стандартного каротажа доманикиты отличаются от вмещающих пород высокими сопротивле­ниями (от нескольких сот до нескольких тысяч Ом^.м) и номинальным или близким к нему диаметром ствола скважины. На диаграммах радио­активного каротажа они отмечаются повышенными показаниями естественной радиоактивности, что объясняется битуминозностью известняков.

Плотные, часто окремненные карбонатные пачки пород депрессионного генезиса в Тимано-Печорской провинции перекрывают друг друга и разделяются часто только маломощными глинистыми прослоями. Примером такой толщи, где на небольшом по мощности участке разреза сконцентрированы депрессионные аналоги среднефранского, верхнефранского и раннефаменского подъярусов, может служить кочмесская свита, выделенная в Хорейверской впадине и Предуральском краевом прогибе. Продуктивность доманикитов доказана на многих площадях и месторождениях ТПП, однако промышленная разработка залежей практически не ведется, эксплуатируются только единичные скважины.

Небольшая по размерам литологически экранированная залежь в известняках кочмесской свиты выявлена на Колвинском месторождении. Пористость карбонатных пород здесь составляет 6-8%. Притоки нефти были получены на ряде площадей вала Гамбурцева (Черпаюское, Нядейюское и Хасырейское месторождения), на вале Сорокина (Хосолтинское месторож­дение). На Верхнелыдумыльской площади в скв.№ 306 при опробовании испытателем пластов в процессе бурения интервала 3552-3635 м был получен приток нефти 0,6 м³ за 2 часа. Коллекторы выделены в известняках D₃src-uh, пористость их по акустическому и нейтрон-нейтронному каротажу составляет 10-19 %.

Незначительная по размерам залежь нефти выявлена на Западно-Хатаяхском месторождении (доманиковый горизонт). Дебит нефти в скв. № 1 составил 23 т/сут при диаметре штуцера 7 мм. На Хатаяхской площади в скв. № 1 из депрессионных аналогов верхнефранского подъяруса также были получены слабые притоки нефти дебитом 0,7-3,6 м³/сут.

Интенсивное нефтепроявление в доманикитах было отмечено при бурении скв. № 2-Суборская в Большесынинской впадине. При ликвидации нефтепроявления плотность бурового раствора была увеличена до 1,7 г/см³, что выше гидростатического на 50-60 %. Подобные зоны аномально высоких пластовых давлений характерны для литоло­гически экранированных и литологически ограниченных залежей в доманикитах, равно как и затухающие дебиты при опытно-промышленной и пробной эксплуатации, либо при испытании скважин на различных режимах. Такого рода залежи представляют собой замкнутую гидродинамическую систему с преимущественно трещинной фильтрацией и наличием аномально высокого пластового давления (АВПД). В такой системе при определенной депрессии на пласт может наблюдаться эффект смыкания трещин, в результате чего резко снижается дебит.

Промышленная залежь нефти была открыта на Баганском месторождении. Залежь литологически ограниченная. Дебит нефти в скв. № 2 на штуцере диаметром 7мм составил 97,2 м³/сут. При подсчете запасов в расчет принималась как поровая, так и трещинная составляющие пористости коллекторов. Средняя пористость матрицы равна 9 %. Величина трещинной составляющей определялась по большим шлифам и составила 0,8 %. Высокие значения дебитов обеспечиваются наличием разветвленной сети трещин, секущих матрицу породы.

Нефтеносность доманикитов ТПП также установлена на Западно-Соплес-ской, Поварницкой, Северо-Кожвинской, Восточно-Возейской, Верхневозейской, Усинской, Пашнинской и других площадях. Особое место в этом ряду занимают залежи, приуроченные к трещинным коллекторам, т.е. породам, эффективное поровое пространство которых связано только с трещинной составляющей, тогда как матрица практически непроницаема. Так, на Верхнегрубешорском месторождении были получены притоки нефти из депрессионных известняков сирачойского горизонта, пористость которых составила 0,2 %. Коэффициент нефтенасыщенности принят равным 1,0. При этом скважины давали фонтанные притоки нефти (в скв. № 3 дебит нефти составил 7,9 м³/сут. через НКТ). Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность по залежи равна 34,9м.

В пределах Колвинского мегавала на Возейском месторождении выявлены две самостоятельные литологически ограниченные залежи нефти в депрессионных отложениях D₃dm-fm (пачки I-III). Дебит нефти в скв. № 64 составил 61,2 т/сут на штуцере диаметром 9мм. Необходимо отметить, что при подсчете запасов величина коэффициента пористости принималась по аналогии с трещинными коллекторами силурийского возраста равной 0,5%.

В 1997 году в скв. № 1-Южно-Ошская, пробуренной на участке моноклинального залегания пластов верхнего девона между Возейским и Ошским месторождениями, были получены фонтанные притоки нефти из трещинных фаменских коллекторов депрессионного генезиса, соответствующих пачке III Возейского месторождения. Дебит нефти составил 138 м³/сут. Суммарная эффективная нефтенасыщенная мощность 33,2 м. Коэффициент трещинной пористости составляет 0,51%.

Природа трещиноватости доманикитов ТПП традиционно многими исследователями объясняется разрядкой тектони­ческих напряжений в осадочном чехле, поэтому зоны максимального растрескивания пород они связывают с зонами дробления (тектоническими нарушениями). Однако некоторые исследователи считают, что основным фактором, оказывающим влияние на образование трещинной емкости, является температурное расширение пластовых флюидов и, как следствие, природный гидроразрыв пород. По расчетам Б.А. Тхостова [207], согласно которым "при некоторой величине и определенных условиях распределения геостатического давления в сочетании с высокой степенью гидродинамической замкнутости залежи и температурой могут образовываться системы макро- и микротрещин, связывающие ранее изолированные зоны друг с другом. Происходит нечто подобное естественному гидроразрыву...". Такой гидроразрыв предопределяется возрастанием пластового давления при расширении пластовых флюидов и уменьшении объема пор при геостатическом уплотнении породы.

Идея природного флюидоразрыва доманикитов в отечественной геологии была предложена впервые для аргил­литов баженовской свиты Западной Сибири [45]. При высокой обогащенности пород баженовской свиты органиче­ским веществом и их микрослоистости при погружении этих отложений в зону температур 80-90° С (2,2-2,4 км) происходит интенсивная генерация и одновременная интеграция подвижных углеводородов. Образование крити­ческой массы углеводородов приводит к флюидоразрыву и расслоению пород вследствие различия коэффициентов объемного теплового расширения пород и флюидов. Коэффициент объемного теплового расширения нефти в 200 раз больше, чем горных пород, газа – в 800 раз. В результате флюидоразрыва образуются "листоватые" коллекторы в ранее непроницаемых породах баженовской свиты. Начало разрыва пород по наслоению происходит при температурах более 90° С, а максимум нефтегазоразрыва матрицы приходится на температуры 95-97° С и глубины погружения более 2600 м. Такие залежи в баженовской свите представляют собой замкнутые геогидродинамические системы с АВПД.

Исходя из сказанного ряд исследователей [203] доманикитов в ТПП предполагает, что наиболее вероятным происхождением их трещинной емкости, аналогично породам баженовской свиты, является природный флюидоразрыв, происходящий в богатой органическим веществом нефтематеринской породе при погружении ее на большие глубины.

Однако анализ нефтегазопроявлений в доманикитах ТПП показывает, что они установлены как на больших глубинах, так и на незначительных глубинах, где температуры и давления недостаточно для возникновения природного гидроразрыва. В качестве примера можно привести Чибьюское и Нижнечутинское месторождения в Восточно-Тиманской НГО. На Чибьюском нефтяном месторождении нефтепроявления в доманиковом горизонте наблюдались в процессе бурения скважины № 1 РНЧ при глубине 160 м. На Нижнечутинском нефтяном месторождении известны поверностные нефтепроявления в породах доманикового горизонта, обнажающихся в береговых склонах реки Чуть. Кроме того, в пределах многих разрабатываемых месторождений УВ Тимано-Печорской провинции, нефтегазопроявления в доманикитах,как правило, установлены в пределах субвертикальных трещинных зон пронизывающих большую часть осадочного чехла. В качестве подтверждения этого можно привести Усинское нефтяное месторождение. Здесь в скв. № 527-Уса, приуроченной к субвертикальной зоне повышенной трещиноватости (рис.1.9), добыча нефти велась из кремнисто-глинисто-карбонатных пород доманикового горизонта, которые в обычных условиях не являются промышленными коллекторами.

Коллекторы в доманикитах, как правило, имеют сложное строение. В зависимости от преобладающего вида пустот, исследователи выделяют порово-трещинный, трещинно-поровый и трещинный типы коллекторов. Однако общим для во всех этих типов коллекторов является то, основными путями фильтрации флюидов в них являются трещины.

Потенциал доманикитов ТПП пока изучен в недостаточной степени. Продуктивные коллекторы в доманикитах имеют зональное развитие, их площадное распространение не подчиняется структурному плану антиклинальных ловушек, что сильно затрудняет поиски и разведку залежей. В связи с этим доманикиты пока не являются целевым горизонтом для постановки поисковых работ при использовании традиционной методики геолого-разведочных работ на нефть и газ. Однако при бурении поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на нижележащие НГК, залежи нефти в доманикитах могут быть обнаружены путем специальной обработки данных промысловой геофизики, количественной оценки эффективной емкости трещинных коллекторов, а также испытанием перспективных интервалов пластоиспытателем в процессе бурения.

К настоящему времени в Тимано-Печорской провинции промышленные залежи углеводо­родов в доманикитах установлены на 14 месторож­дениях, 5 из которых расположе­ны в Хорейверской впадине, 5 – в пределах Печоро-Колвинс-кого авлакогена, 3 – в Предуральском крае­вом прогибе и 1 – в Варандей-Адзь-винской струк­турной зоне [204]. Подавляющая часть залежей – не­фтяные, в них сосредоточено 94% учтенных за­пасов УВ в доманикитах ТПП.

Из восьми нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе ТПП, доманикиты относятся к доманиково-турнейскому НГК. Разведанные запасы углево­дородного сырья категорий авс ₁ и С₂ в доманикитах составляют около 5% от всех запасов, выявленных в доманиково-турнейском НГК [203].

 

 

Рис.1.9. Схема распространения субвертикальных зон повышенной трещиноватости в пределах Усинского месторожд

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: