Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения

      Нижний  триас (T₁) сложен песчано-глинистыми породами чаркабожской и харалейской свит.

      Чаркабожская  свита (T₁čb), мощностью 222–269 м, представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины красно-коричневые, часто с зеленовато-серыми пятнами, неравномерно алевритистые, оскольчатые, с поверхностями скольжения, содержат точечные выделения и желваки кальцита. Песчаники полимиктовые, зеленовато-серые, реже красно-коричневые, разнозернистые, глинистые. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые.

     Разрез  харалейской свиты (T₁hr), мощностью 26–79 м, сложен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Песчаники полимиктовые, серые с зеленоватым оттенком, средне-мелкозернистые, глинистые, с окатышами глин. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые. Глины красно-коричневые, часто с фиолетовым оттенком, неравномерно алевритистые, с поверхностями скольжения.

      Отложения среднего отдела (T₂)  присутствуют в объеме ангуранской свиты (T₂an), мощностью 88–122 м, сложенной песчаниками с прослоями глин. Песчаники полимиктовые, серые и светло-серые, мелкозернистые, косо- и горизонтально-слоистые, с окатышами серых глин. Глины пестроцветные и серые, неравномерно-алевритистые, с прослоями и сферолитами сидерита, с растительными остатками.

      Юрская  система (J)

      Со  стратиграфическим перерывом юрские осадки (J), мощностью до 150 м, залегают на поверхности триасовых oтложений, выполняя неровности предъюрского рельефа, и представлены в объеме нерасчлененных нижнего+среднего отделов (J₁₊₂).

     В нижней части разрез представлен  песками и слабосцементированными песчаниками олигомиктовыми, светло-серыми до белых, с галькой и валунами изверженных и метаморфических пород, с подчиненными прослоями глин серых и темно-серых, алевролитов, с растительным детритом, с конкрециями пирита.

      Выше - осадки представлены песчано-глинистыми породами. Глины серые, неравномерно алевритистые и песчанистые, с гнездами песчано-алевролитового материала. Песчаники желтовато-зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, рыхлые, участками с примесью гравия, с конкрециями пирита. Для отложений характерны линзы и конкреционные стяжения карбонатных пород (мергелей, глинистых известняков и сидеритов). Обогащение карбонатами связано с присутствием скоплений фауны пелеципод, аммонитов, белемнитов, фораминифер.

      Кайнозойская  группа – KZ

      На  мезозойских отложениях трансгресивно, со значительным стратиграфическим перерывом, залегают отложения четвертичной системы (Q), мощностью 50–150 м, представленные суглинками и супесями темно-серыми, серыми с валунами, галькой и гравием метаморфических и осадочных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала, галечников. Породы имеют разнообразный генезис – морской, ледниковый, аллювиальный, озерный, болотный.  

3.2 Тектоника

           По тектоническому районированию ТПП исследуемая площадь расположена в западной части Лемьюской ступени – тектонического элемента II порядка в составе Омра-Лыжской седловины, которая, в свою очередь, относится к Ижма-Печорской синеклизе.

      Омра-Лыжская  седловина, охватывающая центральную, восточную и южную части Ижма-Печорской синеклизы, представляет собой крупную (70х500 км) меридионально вытянутую положительную структуру I порядка, отделяющую Верхнепечорскую впадину от Нерицкой, Ижемской и Кипиевской ступеней Ижма-Печорской синеклизы. Северным ограничением седловины является Печоро-Кожвинский мегавал.

      В пределах Омра-Лыжской седловины  выделяются структурные элементы II порядка: Джебольская моноклиналь, Омра-Сойвинская, Тэбукская, Лемьюская, Лузская и Ронаельская ступени, осложненные, в свою очередь, малоамплитудными структурами и структурными носами, а также Мичаю-Пашнинский вал, сформировавшийся над Илыч-Чикшинской системой разломов.

      По  гипсометрическому положению Лемьюская  ступень залегает выше расположенных с севера, запада и востока Лузской, Ижемской и Ронаельской ступеней и ниже Тэбукской ступени, расположенной южнее. Ее размеры по кровле карбонатных отложений нижней перми-карбона составляют 110х55 км. Большое количество малоамплитудных структур, осложняющих ступень, ориентировано, в основном, в северо-восточном направлении и характеризуется унаследованностью в развитии. По отложениям нижнего палеозоя Лемьюская ступень сохраняет наклон на восток, а входящие в ее состав структурные террасы имеют тенденцию к выполаживанию вверх по разрезу.

      В западной части Лемьюской ступени  выделяется Сотчемью-Аресская зона локальных  поднятий северо-восточного простирания, включающая Нерцовскую, Аресскую, Северо-Аресскую, Турышевскую, Северо-Ираельскую, Сотчемьюскую, Восточно-Сотчемьюскую, Талыйюскую, Северо-Талыйюскую структуры, наиболее выраженные по нижнепермско-девонским отложениям. Перечисленные структуры расположены в пределах зон развития верхнефранских барьерных рифов, обусловивших наибольшую контрастность локальных структур по кровле верхнефранских отложений. Структуры представляют собой брахиантиклинальные складки северо-восточного простирания, разделенные малоамплитудными перегибами. Полоса верхнефранских барьерных рифов Аресско-Сотчемьюской зоны прослеживается в северо-восточном направлении вплоть до северной периклинали Талыйюского поднятия, далее она продолжается уже в пределах Лузской ступени, разворачиваясь в северном направлении, и трассируется вплоть до Южно-Терехевейской структуры.

        По  материалам по отражающему горизонту III Фо (подошва D₃fm₁Фо) Северо-Аресская структура приурочена к зоне облекания барьерного рифа ухтинского возраста и представлена в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания и локального купола в районе скв. 11. Брахиантиклинальное поднятие по замкнутой изогипсе минус 1700 м, имеет размеры 2.1х6.9 км и амплитуду до 50 м, а северный купол – 1.1х1.1 км и амплитуду около 15 м. Структурные построения по кровле пласта Ф₀ D₃zd и кровле пласта Ф₂ D₃el, выполненные ОАО «Татнефтегеофизика» методом схождений, послужили основой для новой геологической модели, представленной в данной работе.

      Кровлю  карбонатных отложений фаменского яруса контролирует отражающий горизонт II-III, приуроченный к границе раздела каменноугольной и девонской систем. Структурный план по этому горизонту на площади сохраняет основные черты строения нижнефаменских отложений, но с весьма существенным выполаживанием локальных элементов.  

3.3 Нефтегазоносность

      В соответствии с нефтегазогеологическим районированием Тимано-Печорской провинции  Северо-Аресское месторождение находится  в юго-западной части Верхнелыжско-Лемьюского НГР Ижма-Печорской нефтегазоносной области.

Распределение зон нефтенакопления в верхнедевонских отложениях в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР определяется характером распространения рифовых построек того или иного типа, которые совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, формируя комбинированные антиклинально-рифовые и надрифовые ловушки. Коллекторы установлены как в самих телах рифов, так и в перекрывающих их шельфовых толщах. В северной части Сотчемью-Аресской зоны над зонами облекания сирачойского и доманикового рифов, в частности, на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях, увеличивается глинистость евлановско-ливенских отложений, рифогенные карбонаты замещаются шельфовыми глинисто-карбонатными породами, а над шельфовыми верхнефранскими коллекторами появляются маломощные глинистые зональные нижнефаменские покрышки, что позволяет сохраняться под ними верхнефранским залежам нефти. Выявленные на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях залежи в D₃f₃ – массивные, сводовые. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности.

Промышленно продуктивными  и перспективными горизонтами нижнего  фамена Сотчемью-Аресской зоны являются карбонатные пласты: Ф₀zd, Ф₀el, Ф₁el, Ф₂el, Ф₃el, Ф₄el. Залежи нефти в пласте Ф₀zd выявлены на Западно-Нерцовском, Нерцовском, Аресском, Западно-Аресском, Турышевском, Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском и др. поднятиях. Тип ловушек - пластовые, антиклинальные, рифового облекания.

     Так, например, на Аресском месторождении  рифогенные карбонаты ухтинской  свиты перекрыты карбонатными породами задонского горизонта. В виду повсеместного отсутствия над рифовыми массивами экранирующих толщ, залежи нефти здесь сконцентрированы только в фаменском надрифовом пласте Ф₀zd.  В продуктивном разрезе выделено 4 продуктивных пачки (Фо-0, Фо-1, Фо-2, Фо-3), образующих единый гидродинамически связанный резервуар.

     На  Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях промышленная нефтеносносность также связана только с надрифовым пластом Ф₀zd. Залежи нефти, выявленные на месторождениях, - пластовые сводовые, тектонически и литологически ограниченные. Всего в разрезе выделено 4 продуктивных пласта (по индексации ЗАО «Печоранефтегаз» - «красный», «зеленый», «голубой», «черный»), к которым приурочены обособленные залежи нефти, имеющие ВНК на разных отметках. Это связано с тем, что в разрезе пласта Ф₀zd появляются пласты мергелей, которые служат зональными внутриформационными флюидоупорами, кроме того, за пределами гребня евлановско-ливенского рифа коллекторские свойства известняков ухудшаются за счет увеличения в разрезе прослоев тонкозернистых глинистых и пятнисто-доломитизированных известняков.

      В вышезалегающих карбонатных пластах  елецкого горизонта Ф₀el и Ф₁el в пределах Сотчемью-Аресской зоны коллектора, как правило, отсутствуют.

      Промышленная  продуктивность пласта Ф₂el доказана на Северо-Аресском месторождении, непромышленные притоки нефти получены на Турышевском и Аресском месторождениях.

      Пласты  Ф₃el и Ф₄el практически на всех площадях Сотчемью-Аресской зоны обводнены, лишь в скв. № 11-Сев.Аресская при испытании в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти.

      В пределах Аресской группы месторождений пласт Ф₅el практически повсеместно размыт.

          К настоящему времени на Северо-Аресском месторождении промышленные залежи нефти выявлены в карбонатных нижнефаменских пластах Ф₀zd, Ф₂el, Ф₃el, Ф₄el. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности со сложной структурой порового пространства, в строении которого участвуют поры, каверны и трещины в различном сочетании.

      Ниже  приводится характеристика залежей.

На месторождении  выявлено две залежи нефти (снизу  вверх):

      1. Залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф₀ задонского яруса верхнего девона;

      2. Залежь нефти в карбонатных  породах пласта Ф₂ елецкого яруса верхнего девона.

           1.Залежь нефти пласта Ф₀ задонского горизонта – пластово-массивная, сводовая, сложного строения. Коллектора внутри пласта имеют неравномерное распространение.

Продуктивные  отложения пласта Ф₀, залегающие в среднем на глубине 1862 м,  представлены известняками серыми, иногда коричневатыми, преимущественно тонкозернистыми, участками глинистыми, прослоями обломочными и органогенно-детритовыми, водорослевыми, неравномерно пористо-кавернозными. Покрышкой залежи служат глинистые отложения пачки «Г» (репер «Г»), распространенные на всей площади и выделенные во всех скважинах.

  ВНК определен  на абсолютной отметке минус 1678 м по материалам ГИС и данным испытания в открытом стволе и перфорированной колонне. По результатам испытаний максимальная глубина нижних дыр интервала перфорации, из которого получен приток безводной нефти, зафиксирована в скважине 112 на отметке минус 1676 м. В скважине 21 приток пластовой воды получен из интервала с верхними дырами перфорации на отметке минус 1678 м. По материалам ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено в скважине 157 на отметке минус 1678.1 м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного пласта отмечено в скважинах 21 и 162 на отметке минус 1677.6 м

Залежь характеризуется  как пластовая сводовая. Размеры  залежи составляют 9,75´1,375 км, высота – 48 м.

      В разрезе залежи прослеживаются четыре проницаемых пропластка: Ф₀-0, Ф₀-1, Ф₀-2, Ф₀-3 (снизу вверх).

      Общая толщина пласта Ф₀ достигает 55 м (скв. 105), составляя в среднем 36,8 м. Эффективная толщина имеет среднее значение 6,21 м, при минимальном 1 м в скважине 127 и максимальном 14 м в скважине 159. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м, изменяясь по скважинам от 1 (скв. 107) до 14 м (скв. 159).

      В разрезе прослеживаются от 1 до 8 мелких проницаемых прослоев. Коэффициент расчлененности равен 3,62, коэффициент гранулярности – 0,17.

      Проницаемые отложения верхнего пропластка Ф₀-3 имеют почти повсеместное распространение по площади (93 %), отсутствуют лишь в скважинах 101, 104, 107, 157. В разрезе прослеживается  от 1 до 3 проницаемых прослоя (в среднем 1,18), все – нефтенасыщенные. Общая толщина пропластка Ф₀-3 составляет 7 м, изменяясь от 5 (скв. 22) до 9 м (скв. 5). Эффективная толщина достигает 4,2 м (скв. 159), имея среднее значение 1,65 м. Коллекторы занимают 23,4 % всего объема пропластка Ф₀-3.