CC BY
80
УДК 553.98.042:622.279.23/.4(470.13)
В.Н. Данилов
Перспективы восполнения сырьевой базы Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения
Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), открытое в 1964 г., было и остается базовым месторождением газовой отрасли Республики Коми: оно дает 60 % добычи свободного газа в республике, несмотря на то что находится в завершающей стадии разработки. В то же время истощение месторождения диктует необходимость поиска дополнительной сырьевой базы для Сосногорского газоперерабатывающего завода (ГПЗ).
Поисковое бурение на Вуктыльской структуре проводилось применительно к основному в то время среднедевонско-нижнефранскому терригенному нефтегазоносному комплексу (НГК). Все предыдущие открытия там, а именно: месторождений Ухта-Ижемского вала, Омра-Сойвинской, Джебольской и Тэбукской ступеней, были связаны с названным НГК. Открытие посредством скв. 2 на Нижневуктыльской и скв. 21 на Средневуктыльской структурах уникального Вуктыльского НГКМ в отложениях каменноугольно-нижнепермского возраста сместило поисковый акцент в сторону нового перспективного верхневизейско-нижнепермского карбонатного НГК. Параллельно с Вуктылом уникальная залежь тяжелой нефти в отложениях пермо-карбона была открыта на Усинской структуре (скв. 1, 1962 г.).
В дальнейшем по мере освоения Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна (ТП НГБ) были открыты доманиково-турнейский и среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный комплексы. К настоящему времени 4 вышеперечисленных комплекса являются доминантами, в недрах которых содержится 85 % ресурсов углеводородного (УВ) сырья (табл. 1). Наибольшей разведанностью характеризуется среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК. Несмотря на это, его углеводородный потенциал, как показывают исследования, далеко не исчерпан.
Нижняя часть комплекса в составе отложений среднего девона и яранского горизонта верхнего девона, выделяемая иногда в нижний нефтегазоносный подкомплекс, распространена на ограниченной площади [1]. В основном это территория палеогра-бенов Колвинского и Кожвинского мегавалов, Среднепечорского поперечного поднятия, юга Ижма-Печорской впадины и Ухта-Ижемского вала. Отложения небольшой мощности встречаются в пределах Варандей-Адзьвинской структурной зоны и Предуральского краевого прогиба. Мощности изменяются от первых десятков и сотен метров в Ижма-Печорской синеклизе до 1500 м в Печоро-Колвинском авлакогене.
Верхняя часть комплекса в составе джьерского, тиманского и саргаевского горизонтов франского яруса распространена более широко, за исключением джьерс-кого горизонта. На наиболее приподнятых участках присутствуют только верхние части подкомплекса. Мощности нижнего подкомплекса изменяются от первых десятков метров в Ижма-Печорской и Хорейверской впадинах до 1 км и более в Печоро-
Ключевые слова:
Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение, сырьевая база, среднедевонско-нижнефранский терригенный нефтегазоносный комплекс, терригенные отложения, поисково-разведочные работы,
передовые складки Урала.
Keywords:
Vuktyl oil-gas-
condensate field,
source of raw
materials,
Middle-Devonian-
Lower-Frasnian
complex,
oil-gas-bearing
complex,
terrigenous deposits, exploration survey, advanced folds of Urals.
Таблица 1
Распределение начальных суммарных ресурсов (НСР) по комплексам-доминантам в ТП НГБ
Нефтегазоносный комплекс
Доля НСР, %
Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный
19
Среднедевонско-нижнефранский терригенный
18
Доманиково-турнейский карбонатный
17
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный
31
Колвинском авлакогене. Соотношение стратиграфии комплекса и промысловой индексации пластов приведено в табл. 2. Заполнение палео-грабенов Печоро-Колвинского авлакогена происходило с юга на север, в связи с чем толщины отложений среднего девона уменьшаются с юга на север, а франского яруса, соответственно, увеличиваются.
В тектоническом плане Вуктыльская структура расположена в зоне Подчерем-Каменской и Печорогородско-Переборской систем разломов [2], активность которых проявлялась с каледонского по раннекиммерийско-герцинский циклы тектогенеза. При этом структура расположена к западу от южного продолжения серии палеограбенов Печоро-Кожвинского мегава-ла и Среднепечорского поперечного поднятия (рис. 1). Об этом свидетельствуют мощности и литология вскрытых отложений.
На Вуктыльской площади отложения Б2-
комплекса вскрыты скв. 40, 42, 51, 52, 58.
Самые нижние горизонты (койвинский и бийс-кий) вскрыты полностью скв. 42 и 58, частично скв. 52 (вскрытая мощность 47 м). Мощность отложений горизонтов увеличивается в южном направлении от 69 до 102 м (скв. 58). Породы представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками пестроокрашенными. Встречены прослои железной руды в виде оо-литов коричневато-бурых. В скв. 42 пройден прослой гравелитов.
Кедровский горизонт вскрыт также тремя скважинами и представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с появлением в верхней части разреза прослоев мергелей и известняков. Мощность изменяется от 57 до 70 м с увеличением в южном направлении.
Отложения омринского горизонта вскрыты полностью скв. 42, 52, 58 и частично скв. 40, 51. Породы представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями известняка. Значительная фауна
Таблица 2
Соотношение Унифицированной региональной стратиграфической схемы Тимано-Печорской провинции и промысловой индексации пластов Бг-Б^ среднедевонско-нижнефранского терригенного НГК
Ярус Горизонт по Унифицированной схеме Прежняя стратификация Продуктивный пласт Велью-Тэбукский, Омра- Сойвенский, Мичаю-Пашнинский нефтегазоносный район (НГР) Ухта-Ижемский НГР Шапкина-Юрьяхинский НГР Харьяга-Усинский НГР
Франский Саргаевский Саргаевский I
Тиманский Кыновский А А-3 А
А-2
А-1
Джьерский Пашийский 1а Iанижн ^ Iб Пачка «а»
1б
Яранский Старо-оскольский 1В верх В-4 В-3 В-2 В-1 IВ верх
Живетский Старо-оскольский Основная толща 1В IВ I залежь II залежь III залежь Верхняя пачка
Эйфельский Колвинский Афонинский 1Во III пласт Яреги Основная толща
Омринский 11а Па
Кедровский II
Бийский Эйфельский 11б Пб
Койвенский* III III
* Терригенная часть.
брахиопод. Мощность отложений изменяется от 73 до 87 м.
Мощность колвинского горизонта, вскрытого всеми скважинами и представленного преимущественно почти черными аргиллитами с редкими прослоями известняков, изменяется от 5 до 17 м.
Старооскольский горизонт выделен условно по положению в разрезе между фаунисти-чески охарактеризованными нижележащими отложениями и перекрывающими их нижнеф-ранскими отложениями, залегающими под четким доманиковым репером. Отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников, реже аргиллитов. К югу песчанистость существенно увеличивается, образуя почти однородный пласт. Песчаники с запахом нефти. Мощность отложений увеличивается с севера на юг от 31 до 45 м.
Вышележащие отложения яранского, джьерского, тиманского и саргаевского горизонтов представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов с прослоями песчаников и известняков. Мощность отложений увеличивается уже с юга на север от 39 (скв. 58) до 105 м (скв. 40).
По данным немногочисленных петрофи-зических исследований керна, отобранного в скв. 52 и 58, в отложениях среднедевонско-нижнефранского терригенного НГК присутствуют порово-кавернозно-трещинные коллекторы с пористостью 5,3-10 %. В скв. 52 их толщина составляет 24,6 м, в скв. 58 - 33,8 м.
Вскрытые отложения характеризуют зону открытого мелкого моря. Признаки ожелезне-ния указывают на перерывы в осадконакопле-нии, а повышение карбонатности вверх по разрезу - на трансгрессивную направленность седиментации.
К востоку, в зоне сочленения Среднепечор-ского поперечного поднятия и передовых складок Урала, расположена Югыд-Вуктыльская структура (см. рис. 1). Впервые Югыд-Вук-тыльская антиклинальная складка выделена Т.А. Добролюбовой [3, 4] при изучении тектоники и стратиграфии каменноугольных осадков по р. Подчерем в бассейне р. Печоры в 1926 г. В дальнейшем строение данной территории детализировано И. С. Муравьевым (1963 г.) при проведении геологической съемки в масштабе 1:200000, в результате которой было выявлено крупное Щугор-Вуктыльское поднятие, состоящее из кулисообразно сочленяющихся
М'з
м'4 м23
М2
4
М3
4
Ж4
20 км 0 20 40 60 км I_I_I_I_I
глубинные разломы, определяющие границы плит
прочие разломы различного проникновения
Динью-Савиноборская дизъюнктивная зона
Патокская синклиналь
Печоро-Илычская моноклиналь
Тимаизское поднятие
Сочьинская синклиналь
Усть-Щугорская синклиналь
Вуктыльское НГКМ
Югид-Вуктыльская структура
изогипсы, км
фронтальная граница системы надвигов скважина
Рис. 1. Фрагмент структурно-тектонической карты Тимано-Североуральского региона и прилегающих районов Русской плиты (по [2] с дополнением)
.-4,0-
Югыд-Вуктыльской и Еджид-Кыртинской бра-хиантиклинальных складок. В сводах поднятий на поверхность выходят карбонатные отложения турнейского и фаменского ярусов (рис. 2).
В 1968-1980 гг. на Югыд-Вуктыльской площади проводились сейсморазведочные работы методом отраженных волн (МОВ) и практически одновременно структурно-поисковое бу-
рение. Сейсморазведка выполнялась в комплексе с грави- и электроразведкой и аэромагнитной съемкой. Была установлена сложность тектоники, сделано предположение о наличии системы надвигов, и по девонским отложениям в автохтоне выявлены поднятия. Пробуренные четыре структурно-поисковые скважины вкрест простирания структуры (скв. 637, 638, 639, 640)
^^ тектонические нарушения (по данным В.В. Юдина)
• 1-Ю-В пробуренныескважины
Рис. 2. Геологическая карта Югыд-Вуктыльской площади (по данным геологической съемки)
Стратиграфический индекс Мощность, М Литологические особенности
текстура краткая характеристика
6-56 '— сэ сэ сэ ~ .......- сз — ;; ..........: — Глины, суглинки, супеси
О о Clv 0-407 У У У У X X X X Песчаники, алевролиты, глины
Ct 0-711 ^^ 1111111 Известняки
а tí" S <4-1 QD <4—1 D QD 217-303 111111 1 1 1 1 Известняки
£ <4—1 D Л QD 160-655 1 1 1 Известняки, доломиты
II II II
1 1 1 1
II II II
1 1 1 1
1 1 1 1
......
£ <4—1 D ^ D 459-894 1111111 Известняки с прослоями мергелей
1 1 1
1 1 1
1 1 1
M D 298-1732 / / / Мергели, глинистые известняки
/ / /
/ / /
/ / /
/ / /
/ / /
/ / /
<4-1 QD D & (Л D 62-136 Известняки, мергели
/ / /
1 1 1
D S -a D 69-114 ▲ ▲ ▲ Известняки, мергели битуминозные
1 1 - 1'
▲ ▲ л.
D3mm 45-68 Глины
D3dzr 26-78 Песчаники,алевролиты, аргиллиты
QD v N D D2st 74-104 и более Песчаники
X X' X'
X X X X
<4-1 <U D D2af 159 252 Аргиллиты с прослоями алевролитов
"V"—"V—"V—"V"
X X X X ГТТ'Т и песчаников
206 Переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитов
>387 Песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов
Рис. 3. Сводный литолого-стратиграфический разрез Югыд-Вуктыльской площади
и одна на северном (Капитанском) осложнении (скв. 641) уточнили геологическое строение, и в скв. 637 из карбонатных фаменских отложений был получен кратковременный приток газа с водой при испытании в процессе бурения (интервал 2099-2030 м).
Полученные результаты стали основанием для постановки на площади глубокого бурения, которое проводилось в 1975-1980 гг.: пробурено 5 скважин (скв. 1-5). Скважинами изучено геологическое строение осадочного чехла, установлено более сложное строение складки, усугубленное многочисленными надвигами. При опробовании в процессе бурения среднедевонских отложений в скв. 1 и 4 были получены притоки сухого метанового газа расчетным дебитом до 300 тыс. м3/сут.
Вскрытый разрез среднего девона резко отличается от разреза Вуктыльской площади (рис. 3) и сопоставим с разрезами палео-грабенов Среднепечорского поперечного поднятия. Наиболее полный разрез среднего девона вскрыт скв. 1, где его толщина составляет 850 м. Мощные пласты песчаников приурочены к старооскольскому горизонту и низам эйфельского яруса (см. рис. 3).
Из пяти пробуренных скважин только две (скв. 1, 4) оказались продуктивными. Остальные попали в опущенные блоки или ликвидированы по техническим причинам. Данные интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) представлены в табл. 3. Пластовый газ почти «сухой»: содержит 97,51 % об. метана, 0,61 % об. этана, 0,12 % об. пропана, 1,76 % об. азота и редких газов.
В связи с тем что Югыд-Вуктыльская площадь расположена вблизи Вуктыльского НГКМ, но недостаточно изучена сейсморазведкой, в 1996 г. с целью установления возможности ее промышленного освоения предприятием ООО «Севергазпром» на Югыд-Вуктыльской площади проводились 2Б-сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки
(МОГТ) в объеме 221 пог. км. За счет увеличения кратности (48-96, ранее только 12) и применения технологии группирования зарядов был получен сейсмический материал более высокого качества. Фрагмент временного разреза по профилю 796-06 приведен на рис. 4.
В целом строение площади подтвердилось, были уточнены положения и выделены четыре взбросо-надвига. Основной надвиг - западный, по которому аллохтонная часть складки надвинута и нарушена оперяющими надвигами. Некомпетентными породами, по-видимому, служили глинистые отложения среднедевон-ского возраста. Как показывает анализ проведенных ранее работ по бурению параметрической скв. 1-Верхняя Сочь, расположенной в 50 км к югу от Югыд-Вуктыльской складки [5], вскрытые отложения, скорее всего, еще не являются автохтонной частью разреза.
Опыт проведения поисково-разведочных работ в складчато-надвиговых зонах, объем которых постоянно увеличивается [6-8], говорит о том, что наиболее нарушенными являются верхние этажи осадочного чехла, включая аллохтон и паравтохтон. Ниже, как правило, складки более крупные и пологие. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов, согласно материалам по ТП НГБ, вполне удовлетворительные [9].
Одним из примеров коммерческого открытия последнего времени является структура Инкауаси в блоке Ипати бассейна Субандино (Боливия). Бассейн Субандино также приурочен к складчатонадвиговому поясу Анд. Практически одновозрастные терригенные отложения и схожие глубины залегания коллек-торских толщ позволяют проводить аналогию с Югыд-Вуктыльской структурой. В результате бурения первой поисковой скважины на структуре Инкауаси из терригенных отложений нижнего девона (формация Хуамампампа, см. НМР в экспликации к рис. 5) в интервале 4905-5150 м был получен приток газа дебитом
Таблица 3
Результаты интерпретации материалов ГИС скважин Югыд-Вуктыльской площади
Скважина Параметр
общая эффективная толщина, м эффективная газонасыщенная толщина, м коэффициент пористости, % коэффициент пористости средневзвешенный, % коэффициент газонасыщенности
1 18,8 13,0 6,0-10,6 7,8 88,2
4 50,6 26,0 6,6-11,5 8,5 88,0
| "Ш
i?Jar* ж.
Рис. 4. Фрагмент временного разреза по профилю 796-06
TARIQUIA
TACURU
ESCARPMENT
CHORRO TUPAMBI IQUIRI
LOS-MONOS
HMP
ICLA SR
TARABUCO
0 5 10 15 20 25 км
Рис. 5. Структура Инкауаси, блок Ипати, бассейн Субандино (по [8])
1,093 млн м3/сут и конденсата 119 м3/сут на штуцере 17,5 мм.
Таким образом, к востоку от Вуктыльского НГКМ просматривается значительная территория, в которой среднедевонско-нижне-франский терригенный НГК Среднепечор-ского поперечного поднятия «ныряет» под передовые складки Северного Урала. Согласно
полученным данным толщины комплекса, который включает мощные пачки песчаников, составляют не менее 1000 м. Это новое направление требует научного осмысления и постановки поисково-разведочных работ, которые, несомненно, принесут успех и позволят нарастить сырьевую базу Вуктыльского района и Сосногорского ГПЗ.
Список литературы
1. Теплов Е. Л. Природные резервуары нефтегазоносных комплексов Тимано-Печорской провинции / Е. Л. Теплов,
П.К. Костыгова, З.В. Ларионова и др. - СПб.: Реноме, 2011. - 286 с.
2. Белякова Л.Т. Фундамент Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна / Л.Т. Белякова, В.И. Богацкий, Б.П. Богданов и др. - Киров: Кировская обл. тип., 2008. - 288 с.
3. Добролюбова Т. А. Тектоника и стратиграфия каменноугольных осадков по р. Подчерем
в бассейне Печоры / Т. А. Добролюбова // Тр. Ин-та по изучению Севера. - М., 1926. -Вып. 32. - С. 5-32.
4. Добролюбова Т.А. Геологические исследования по р. Вуктыл в бассейне Печоры /
Т. А. Добролюбова // Тр. Ин-та по изучению Севера.- М., 1926. - Вып. 32. - С. 33-61.
5. Беляева Н.В. Глубинное строение западного склона Урала в районе Сочьинской антиклинали (по данным бурения параметрической скважины 1-Верхняя Сочь) / Н.В. Беляева, В.В. Юдин, А.А. Корзун и др. -Сыктывкар: ИГ КОМИ НЦ УрО РАН, 1997. -80 с.
6. Roeder D. Fold-thrust belts at Peak Oil / D. Roeder, Goffey G.P., Craig J. et al. // Hydrocarbons in contractual belts. - London: Geological Society, 2010. - V. 348. - P. 7-31.
7. Соборнов К.О. Возможности наращивания ресурсной базы газодобычи в складчатых поясах России / К.О. Соборнов // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 3 (19). -
С. 56-61.
8. Жерар К. Программа геологоразведочных работ на лицензионном участке Эль-Ассель в Алжире и на перспективных блоках в Боливии
и Венесуэле / К. Жерар, А.Н. Тимонин // Материалы XIV Координационного геологического совещания. - М.: Газпром экспо, 2009. - С. 193-210.
9. Данилов В.Н. Проблемы и перспективы освоения глубокозалегающих горизонтов Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна / В.Н. Данилов // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы: науч.-техн. сб. Кн. 2: Геология и бурение. -Ухта, 2000. - С. 41-71.
