CC BY
85
УДК 553.98.001(470.13)
Т. В. Антоновская
МОДЕЛЬ СТРОЕНИЯ И ФОРМИРОВАНИЯ ЮГИД-СОПЛЕССКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОй ПРОВИНЦИИ
Перспективные девонские отложения в центральной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна имеют структурные и седиментационные ловушки различного типа. Югид-Соплесское месторождение привлекает к себе внимание сложным строением [1]. Оно находится на стыке трех крупных структурно-тектонических элементов — Верхнепечорской впадины, Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия, формирование каждого из которых происходило неодновременно. В результате данная территория неоднократно испытывала структурную перестройку. Исходный сейсмический материал (временные разрезы), демонстрирующий современное состояние глубинного строения осадочного комплекса, интерпретируется крайне неоднозначно из-за большого количества разнонаправленных и разновозрастных тектонических нарушений, наложенных друг на друга и многократно деформированных слоев между ними. В таких сложнопостроенных районах большое значение необходимо придавать палеореконструкциям, чтобы гармонично увязать весь фактический материал, представленный геологическими, геофизическими, промысловыми исследованиями, не пренебрегая не укладывающихся в модель исходных данных, а пытаясь объяснить их. В настоящий момент принята модель Югид-Соплесского месторождения без учета фаунистических данных по скв.
6-Югид-Соплесская (6-Ю-С), в результате чего при испытании пробуренных скважин месторождения возникли вопросы о резко (на порядок) отличающихся дебитах нефти в рядом стоящих скв. 6-Ю-С и 7-Белая (7-Б).
Югид-Соплесское нефтяное месторождение входит в состав Среднепечорского нефтегазоносного района Северо-Предуральской нефтегазоносной области. В современном тектоническом плане оно приурочено к Худоёль-Войской антиклинальной зоне Среднепечорского поперечного поднятия Предуральского краевого прогиба (рис. 1). Месторождение расположено в сложно построенной приразломной структурной зоне Припечорского глубинного разлома, являющегося северным продолжением Илыч-Чикшинской зоны тектонических нарушений (рис. 2). Оно сформировалось в области сочленения трех тектонических элементов: Печоро-Илычской моноклинали (Верхнепечорская впадина), Худоёль-Войской антиклинальной зоны (Среднепечорское поднятие) и Лыжско-Кыртаёльского вала (Печоро-Кожвинский мегавал).
Тектоническое развитие района, включающего рассматриваемое месторождение, охватывает несколько этапов. Это нашло свое отражение в строении осадочного чехла и составе слагающих его отложений, от интерпретации которых, в сочетании с особенностями фильтрационно-емкостных свойств пород, зависят наши представления о резервуаре, содержащем пластовые флюиды.
© Т. В. Антоновская, 2009
. ^ДзеляЫррехевейтая^^,
V Л ^^Шымниюбелъская
\\\ \кш'гр
\мЦЛНГР \ Северг^Лыжская
\гЛ\1\ ■
^ерехевеиская^ \Сигавеиское
Хгх л о ^ Листвеж
Ж ,а \ Ю:
"4ж Искавожская \1\
»' у^Кожвинскак
еро-КожЦшс I 4 ^иедзыЗёНа^ Ж ПеЧ1
1 I отжп-Пм-зпггла ^ -
ВЛНГР,
'й Южно-Уед
Верзснепыжская 1
г М
Северо-Лузская
Лузское
о,
I
п
1У_
^1,
1:
8:
По
О Чикшинс]
_ ф Маръёлъа
$0 0 ' Ронаёлъская
КПНГР
СПНГР
ВкНГР
ВПНГР
ВЛНГР
ММЛНГР
БНГР
ХоНГР
УСЛОВНЬШ ОБОЗНАЧЕНИЯ >л\
Югидское\§ Граница Тимано-Печорской провинции
Границы и индексы
тектонических элементов: Белая
Надпорядковых Печорская синсклиза
Предуральский краевой погиб ц
Уральская складчато-надвиговая область I порядка ВПНГР щ
Ижма-Печорская впадина 11
Печоро-Кожвинский мегавал Еграелъск&\
Поднятие Чернышева
Болыпесынинская впадина .
Среднепечорское поперечное поднятие Г
Верхнепечорс1сая впадина -
Границы и индексы нефтегазоносных районов:
Границы нефтегазоносных районов Кыртаельско-Печорогородскии
Вуктыльскии Верхнепечорский В ерхне лыже ко-Лемью с кий Мутноматериково-Лебединский Большесынинский Хоседаюский
Месторождения:
Нефтяные
Газовые, газоконденсатные ----
Структуры
Масштаб 1:1000000 Нефтепровод 2 о о 10 20 30 км
Газопровод
Рис. 1. Обзорная карта района исследований
-3900
Рис. 2. Структурная карта кровли среднедевонских отложений по ОГ Ш2 (по данным А. П. Жукова, 2001 г.)
Целью работы является реконструкция истории развития и формирования Югид-Соплесского месторождения с учетом палеонтологических и палинологических исследований 2001 и 2004 гг. специалистов Тимано-Печорского научно-исследовательского центра, свидетельствующих о присутствии живетских (старооскольских) отложений под эйфельскими (верхнеколвинскими) в скв. 6-Ю-С, не учитываемых в существующей модели.
Эйфельский ярус включает кедровский, омринский и колвинский горизонты, объединенные в нижне-среднечикшинскую подсвиты чикшинской свиты. Живетский ярус включает старооскольский надгоризонт, выделяемый в объеме верхнечикшинской, изъёльской и дзельской свит. В скв. 6-Ю-С интервал глубин 40674-622 м в настоящий момент трактуется как верхнеэйфельский, благодаря вышележащему прослою на глубине 4025 м, сложенному, согласно керновому материалу (долбление — д. 6), породами разного состава, отражающего условия осадконакопления — известняки, мергели, алевролиты, песчаники, сидериты. В Тимано-Печорском научно-исследовательском центре (ТП НИЦ) Ю. А. Юдиной в 2001 г. в керне были обнаружены верхнеколвинские единичные брахиоподы, датирующие поздний эйфель, и сделан вывод о том, что все нижележащие отложения верхнеэйфельские. В том же научном центре Н. И. Вербовой в 2004 г. был выделен споро-пыльцевой комплекс старооскольского возраста (д. 8, 9 11, 12, 14, 16, 26, 37, 38, 40 в скв. 6-Ю-С из керна в интервале 40674-622 м ). Поскольку разрез сложен преимущественно терригенными образованиями с естественным отсутствием морской фауны, результаты споро-пыльцевого анализа не могут быть проигнорированы, так как являются единственным доказательством приуроченности пород к определенному возрасту. Исходя из полученных результатов палинологических исследований разрез в скв. 6-Ю-С с глубины 4067 м предлагается считать как старооскольский общей вскрытой толщиной 555 м, включающей верхнечикшинскую, изъёльскую и дзельскую свиты, четко отделяемые друг от друга по геофизическим характеристикам (ПС, КС, ГК, КВ). Данный разрез идентичен разрезам в глубоких скважинах Югидской и Кыртаёльской площадей, в то время как одновозрастные отложения в скв. 7-Б толщиной 154 м подобны аналогичным разрезам в ряде площадей Среднепечорского поперечного поднятия (площадь месторождений Войская, Западно-Соплесская). Возник вопрос о последовательности тектонических процессов, которые привели к столь сложному современному строению осадочной толщи в районе Югид-Соплесского месторождения. На основе данных палеонтологических, палинологических и литолого-фациальных исследований были выполнены палеореконструкции на начало всех временных интервалов, доступных по результатам корреляции скважин данного месторождения и прилегающих к нему площадей.
В настоящее время числящаяся на Государственном балансе залежь в эйфель-ских отложениях, вскрытая скв. 7-Б, называется «верхняя залежь». Она коррели-руется с дзельской залежью живетского возраста в скв. 6-Ю-С, называемой также «верхняя залежь» эйфельского возраста и представлена как единая. «Нижняя залежь» эйфеля (?) выделена только в скв.6 в толще живетских отложений. При этом не было учтено различие в составе пород. Однако, разные коллекторские свойства в анализируемых скважинах и связанные с ними сильно отличающиеся дебиты в, казалось бы, едином резервуаре настораживали, так как этому не находилось логического объяснения. В скв. 6-Ю-С получен промышленный приток нефти дебитом 160,49 м3/сут. В скв. 7-Б в пласте, находящемся на одном гипсометрическом
уровне с продуктивным пластом скв. 6, дебит нефти составил 25,8 м3/сут. При повторном испытании дебит не достиг 1,5 м3/сут. по подъему уровня, поэтому «нижняя» и «верхняя» эйфельские (?) залежи в скв. 6-Ю-С были выделены как самостоятельные, т. е. «верхняя» залежь в скв. 6-Ю-С и 7-Б единая, «нижняя» — только в скв. 6-Ю-С. Именно в таких сложнообъяснимых случаях следует особо уделять внимание данным фаунистических исследований, различию в составе коллекторов, тектоническим особенностям строения района и результатам опробования в скважинах.
По мере поиска ответа на возникающие вопросы автором разработана принципиально иная модель формирования и строения поддоманиковой части месторождения (рис. 3). Она существенно отличается от принятой в ГПЗ и объясняет не только различную продуктивность данных скважин, но и прогнозирует новые продуктивные интервалы в целом по месторождению, включая скв. 4-Б и 10-Б.
Согласно новой модели в верхнеэйфельских отложениях в пределах Югид-Соплесского месторождения предполагается присутствие единой нефтяной залежи, пластового, тектонически экранированного типа в районе скв. 4-Б, 7-Б, 10-Б. К настоящему моменту вскрыта только верхняя часть залежи в скв. 7-Б. В районе скв. 4-Б интерес представляет интервал 4460-4540 м; в районе скв. 10-Б — 4520-4560 м. В скв. 6-Ю-С верхнеэйфельская залежь отсутствует. В живетских отложениях существуют два песчаных пласта, самостоятельно содержащих залежи нефти. Первая залежь — пластовая, тектонически экранированная в районе скв. 6-Ю-С, относящаяся ныне к верхнеэйфельской, вторая — пластовая, литологически и тектонически экранированная в районе скв. 4-Б,
7-Б, 10-Б. При этом в скв. 4-Б и 7-Б залежь вскрыта полностью, в скв. 10-Б — вскрыта только верхняя ее часть.
Перспективный нефтенасыщенный интервал в скв.10-Б находится ниже объекта опробования в процессе бурения на глубине 4370 м, мощностью около 30 м («основные песчаники» старооскольского надгоризонта).
В заключение можно сделать следующие выводы. Современное строение нижнедевонско-франской осадочной толщи в районе исследований обусловлено многократной тектонической перестройкой, что подтверждено проведенными реконструкциями. Значительную роль в формировании залежей углеводородов играет древний глубинный субширотный разлом, проходящий между скв. 6-Ю-С и 7-Б [2, 3]. Разлом разделил единый блок на северный и южный блоки еще в рифейское время и продолжал влиять на осадконакопление в течение всего девона, выполняя функцию шарнира. В северном блоке (скв. 6-Ю-С) под колвинскими глинами находится мощная полукилометровая толща живетских отложений, содержащая самостоятельную залежь нефти, гидродинамически несвязанную с эйфельской и живетской залежами нефти южного блока (скв. 4-Б, 7-Б, 10-Б). Возраст отложений, датируемый по корреляции скважин исследователями «Севернипигаз» А. А. Ивановым и Г. В. Васькиной (2001, 2006 гг.), как доманиковый, не обоснован. Предлагается с учетом литологии и определений фауны, а также, по аналогии с разрезом Югидского месторождения, возраст отложений — как тиманский. В. А. Авхимович в 2004 г. выделены споры раннефранского возраста в глинах, эдентичных тиманским, в скв. 4-Б (д. 40), в разрезе, относимом к доманику. Существующая ныне модель поддоманиковой части месторождения требует пересмотра с учетом всех имеющихся геолого-геофизических, промыслово-геофизических исследований и результатов опробования скважин.
б)
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
7-Б номер скважины
^ ствол скважины
стратиграфические границы:
'— доказанные бурением ' недоказанные бурением
стратиграфическое несогласие ^опп. отражающий горизонт Ш2 @ номер тектонического блока
тектонические нарушения разной • степени выраженности в разрезе проницаемый интервал по ГИС пласт, содержащий проницаемые г интервалы | интервал перфорации 17 интервал опробования в процессе I бурения
Е1
||. - совместное испытание
результаты опробования: я - сильно газированная нефть 6 - глинистый раствор с углеводородным
1 газом
■ • - нефтенасыщенный керн
■ ▲ - битуминозный керн
Рис. 3. Схематические геологические разрезы поддоманиковой части Югид-Соплесского месторождения: а) продольный по профилю 1-1, б) поперечный по профилю 11-11
Литература
1. Антоновская Т. В. История геологического развития Среднепечорского поперечного поднятия // Актуальные проблемы геологии нефти и газа: материалы региональной науч.-практ. конф. Ухта, 1999.
2. Дедеев В. А., Аминов Л. З., Гецен В. Г. и др. Тектонические критерии прогноза нефтегазоносности Печорской плиты. Л., 1986.
3. МалышевН. А. Тектоника, эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов европейского севера России. Екатеринбург, 2002.
