Научная статья на тему 'Модель строения и формирования Югид-Соплесского нефтяного месторождения Тимано-Печорской провинции'

Модель строения и формирования Югид-Соплесского нефтяного месторождения Тимано-Печорской провинции Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
279
83
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
МЕСТОРОЖДЕНИЕ / ЛОВУШКА / ТЕКТОНИЧЕСКОЕ НАРУШЕНИЕ / ПАЛЕОРЕКОНСТРУКЦИЯ / МОДЕЛЬ / ЗАЛЕЖЬ / ОТЛОЖЕНИЯ / ДЕБИТ НЕФТИ / FIELD / TRAP / TECTONIC DISLOCATION / PALEORECONSTRUCTION / MODEL / DEPOSIT / SEDIMENTS / OIL PRODUCTION RATE

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Антоновская Татьяна Владимировна

В результате анализа геолого-геофизических материалов и данных опробования скв. 4-Б, 6-Ю-С, 7-Б, 10-Б Югид-Соплесской площади предлагается модель формирования нефтяного месторождения (поддоманиковая часть). Установлено, что в районе скв. 6-Ю-С под верхнечикшинскими глинистыми маломощными (менее 50 м) образованиями залегает толща живетских отложений толщиной 550 м. Она содержит самостоятельную нефтяную залежь, не связанную с залежами углеводородов в районе скважин 4-Б, 7-Б, 10-Б, расположенных в верхнеэйфельских и живетских отложениях. Выделены перспективные интервалы в скв. 4-Б и 10-Б. Библиогр. 3 назв. Ил. 3.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Антоновская Татьяна Владимировна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Structure and formation model of the Yugid-Soplesskoye oil field of the Timano-Pechorskaya province

As a result of the analysis of geological and geophysical materials and observation data on oil wells 4, 6, 7, 10 in the Yugid-Soplesskoye field the following model of oil field formation ("underdomanik part") is suggested. It is established that 550-m Givetian deposits underlay in the area of well 6 under the Upper Сhikshin clay unit (up to 50 m thickness). Givetian stratum consists of a separate oil deposit which doesn't interact with hydrocarbon accumulation in the area of wells 4, 7, 10 which are located in the upper Eifelian and Givetian deposits. Perspective intervals in the area of wells 4 and 10 are presented.

Текст научной работы на тему «Модель строения и формирования Югид-Соплесского нефтяного месторождения Тимано-Печорской провинции»

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.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.