Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения

Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения Федеральное агентство по образованию Ухтинский государственный технический университет Кафедра ГНГ Выполнил Шмырин А. А. Проверила Забаровская В. В. Ухта 2008 СОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1Физико-географический очерк месторождения 4 3 Геологический очерк работ 7 3. 1 Литолого-стратиграфическая характеристика 7 3. 3 Нефтегазоносность месторождения 18 4 Условия осадконакопления 25 продуктивных коллекторов 7 Запасы нефти и газа 31 Заключение 33 Библиографический список 35 Приложение 1 Сводный Литолого-стратиграфический разрез Приложение 2 Схема сопоставления продуктивных нижнефранских Приложение 3 Схема сопоставления продуктивных нижнефранских карбонатов пласта Ф-0 (D3 21-165-5-107-2-105-103/2-103-11 Приложение 5 Геологический разрез продуктивных карбонатов пласта Ф-2 (D3 el) по линии 1-1 через скважины 21-127-162-5-102-107-122-2-159-105-103/2 ВВЕДЕНИЕ Северо-Кожвинское нефтяное месторождение находится в Печорскомрайоне Республики Коми и удалено от районного центра г. Печора на 32 км к востоку(рисунок 1). Месторождение открыто в 1977 г. в результате геолого-поисковых работ, проводимых Печорской НГРЭ Первооткрывательницей месторождения является поисковая скв. 44, в которой при опробовании трех интервалов в эксплуатационной колонне был получен фонтанный приток нефти. Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями пашийского , афонинского, старооскольского горизонтов. Пробная эксплуатация месторождения проводилась с 1980 г., с 1983 г. начато его промышленное освоение. С 1994 г. Основными задачами курсовой работы являются изучение литолого-стратиграфической и тектонической характеристик месторождения, его нефтегазоносность, а также описание условий осадконакопления и свойств коллекторов. Данная работа выполнялась с 29. 01. 2008 года по 9. 04. 2008 года и является закреплением теоретического курса по дисциплине «Теоретические основы и методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений». 1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК МЕСТОРОЖДЕНИЯ В административном отношении Северо-Кожвинское месторождение расположено в Печорском районе Республики Коми, Ближайшими населенными пунктами являются поселки Каменка,Кожва и районный центр г. Печора находящийся в 32 км от Северо-Кожвинское месторождения. Город Печора – районный центр, имеет железнодорожное сообщение с центральными районами. Вблизи от Северной железной дороги проходит трасса магистрального нефтепровода "Усинск-Ухта-Ярославль-Москва". В непосредственной близости от Северо -Кожвинского нефтяного месторождения находятся Лузское, Южно-Тереховейское, Южно-Лыжское нефтяные месторождения, приуроченные к Печорской группе поднятий (рисунок 1). Северо-Кожвинское месторождение приурочено к Лыжско-Кыртаельскому валу,осложняющему юго-западный блок структуры более высокого порядка-Печора –Кожвинского мегавала. В составе Лыжско-Кыртаельского вала выделяется цепочка приразломных структур,одной из которых является Северо-Кожвинская. глухари, рябчики. Гидрографическую сеть образуют река Печора и ее притоки. Берега реки крутые, обрывистые. Основным источником питания поверхностных водотоков, являются подземные воды и атмосферные осадки. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декабря. Вскрытие рек происходит в конце мая. По климатическим условиям район относится к континентальному и характеризуется отрицательной среднегодовой температурой воздуха (-2,3о С), с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Температура воздуха колеблется от +26о С до минус 53о С. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 525 мм. Большая часть осадков приходится на теплый период. В конце 70-х – начале 80-х годов ПГО «Ухтанефтегазгеология» проводила работы по изучению гидрогеологических и инженерно-геологических условий на территории Печорской группы поднятий, а также на поиски стройматериалов. Основными источниками водоснабжения на рассматриваемой территории могут служить нижнеюрский, среднеюрский и среднечетвертичный водоносные горизонты, на которые предусматривается бурение скважин глубиной от 40 до 320 м. Дебиты скважин при откачке – до 400-600 м3 /сут. 2 Геолого-геофизическая изученность Северо-Кожвинская структура была выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОГТ в 1976 г (с/п 10591, Панцерно А. Ф.) по ОГ перми-силура. 3 fm1 Фо) Северо-Кожвинская структура приурочена к зоне облекания барьерного рифа печорского возраста и представлена в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания и локального купола в районе скв. 44. 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 D32 D3 el, выполненные ОАО «Татнефтегеофизика» методом схождений, послужили основой для новой геологической модели, представленной в данной работе. В 2004-2005 гг. в пределах указанной структуры были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ-3D и 2D. По результатам этих работ значительно изменилась геологическая модель месторождения. В связи с отмеченными выше обстоятельствами должна измениться и стратегия дальнейшего освоения и разработки рассматриваемых залежей. 3. 1 Стратиграфия служит сводный геолого-геофизический разрез (граф. прил. 1). Подробное описание литолого-стратиграфического разреза содержится в разделе 2 книга 1 (этап 1). Образования байкальского фундамента в пределах месторождения не вскрыты, но изучены бурением на близлежащих площадях, где слагают терригенную (№№ 13-Сотчемью, 21-Лемью-Ираель) и терригенно-карбонатную (№№ 11, 13-Седьвож) формации позднерифейско-вендского возраста, перекрытые в ряде скважин венд-кембрийской молассой и прорванные интрузиями гранитов (№ 11-Малая Пера). Осадочный чехол на месторождении изучен в объеме палеозойских, мезозойских и четвертичных отложений (табл. прил. 12, книга 2). Вскрытая мощность осадочного чехла составляет 2401 м (скв. 11 Северо-Аресская). Наиболее древними из вскрытых являются верхнеордовикские образования. Палеозойская группа – PZ Ордовикская система (О) Ордовикская система (О) представлена отложениями верхнего отдела (О3малотавротинского горизонта (O3 mt), вскрытой мощностью 16 м, представлены переслаиванием доломитов, домеритов и аргиллитов с преобладанием первых. Разрез (O3 Силурийская система (S) представлена только нижним отделом (S1 Девонская система (D) в районе месторождения присутствует в объеме верхнего отдела, мощностью до 700 м. Нижний и средний отделы размыты. Верхний отдел (D3 Франский ярус (D3 f) представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов и характеризуется различными по литологии породами общей мощностью 443 м. На Северо-Аресском месторождении нижнефранский подъярус присутствует только в объеме джьерского и тиманского горизонтов. Джьерский горизонт (D3 dzr), мощностью 43 м, представлен частым ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинистых разностей. Породы содержат примесь туфогенного материала. Тиманский горизонт (D3 tm) является региональным флюидоупором для среднедевонско-франского нефтегазоносного комплекса. Горизонт представлен преимущественно глинистыми осадками. В нижней части: аргиллитами с прослоями алевролитов, туфоалевролитов, туфопелитов и туфов. В верхней части горизонта разрез сложен ритмичным переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Мощность горизонта составляет 30 м. Отложения среднефранского подъяруса слагают осадки сар­га­ев­ского и доманикового горизонта. Сар­га­ев­ский горизонт (D3 sr). Разрез горизонта, мощностью 20–25 м, представлен тонким переслаиванием разнообразных пород – темно-серых, черно-коричневых аргиллитов, мергелей, глинистых тонкокристаллических известняков. В верхней части саргаевского горизонта (5–10 м) обычно появляются прослои битуминозных известняков и глинисто-битуминозных сланцев. Для этой части разреза характерны многочисленные и довольно разнообразные остатки ископаемых организмов. Доманиковый горизонт (D3 dm). Отложения доманикового горизонта, мощностью 8 м, представлены тонкослоистыми известняками темно-серыми до черных, глинистыми и битуминозными, с прослоями мергелей и глинистых сланцев. Горизонт уверенно выделяется по керну и на диаграммах каротажа (высокие значения КС) и является региональным репером. рифогенной и депрессионной (компенсирующие толщи заполнения предрифовой впадины и доманикоидные отложения). 3 прослои известняков. Сирачойский горизонт (D3č) представлен предрифовыми и депрессионными образованиями в доманикоидных фациях. Мощность отложений составляет 57 м. Состав осадков аналогичен доманиковому горизонту. Евлановский+ливенский горизонты (D3 Нижняя, преимущественно глинистая по ГИС толща, отвечает усть-ухтинской свите (D3 u). Она сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов общей мощностью до 20 м. Вышележащие отложения ухтинской свиты (D3 uh) на Северо-Аресской площади представлены отложениями «рифовой» зоны: переслаивание известняков, доломитов и реже доломитовых мергелей. Фаменский ярус (D3 fm) присутствует в объеме нижнефаменского подъяруса (D3 fm1 ). Задо­нский горизонт (D3 zd). Отложения формировались либо над сводами верхнефранских рифов, образуя намывные острова и карбонатные отмели, характеризующиеся развитием зернистых осадков, либо на склонах рифовых тел, которые характеризуются широким развитием пелитоморфных (иловых), детритово-иловых, тонко-микрозернистых, часто глинистых, известняков. В основании горизонта залегает глинисто-карбонатный пласт мощностью до 7 м. Выше залегает известняковый пласт (по местной нефтепромысловой номенклатуре пласт Ф0 zd) мощностью 26–42 м, к которому приурочены коллектора. Известняки от светло-серого до темно-серого цвета, с массивной или линзовидно-волнисто-слоистой текстурой, подчеркнутой распределением глинистого материала и горизонтальными стилолитами, заполненными черным глинисто-битуминозным и голубовато-зеленым глинистым материалом. Породы плотные, прослоями пористые. С многочисленными тонкими вертикальными трещинами, зияющими и заполненными кальцитом. По структурно-текстурным характеристикам, составу и содержанию форменных образований известняки подразделяются на 3 типа: водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонко-мелкозернистые, среди которых в разрезе пласта Ф0 В целом, в разрезе пласта Ф00 -0, Ф0 -1, Ф000 -1, Ф0 -2, Ф0 -3. Мощность пачки Ф0 -0 составляет 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0 -1 - 5–12 м (в среднем 8 м), Ф0 -2 - 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0 -3 - 3–8 м (в среднем 5 м) Елецкий горизонт (D3« зарифовой» зоны мелководного шельфа. В елецкое время на шельфе формировалась мощная глинисто-карбонатная толща. В регрессивные периоды откладывались пачки глинистых известняков, мергелей и известковистых глин. В трансгрессивные периоды формировались карбонатные пласты, которые согласно местной нефтепромысловой номенклатуре проиндексированы снизу вверх как Ф01 –Ф4 . В целом, елецкая толща характеризуется ритмично-слоистым строением разреза В основании елецкой толщи залегает известняково-глинистый пласт «Г0 », который перекрыт карбонатным пластом Ф0 el, над которым следится пачка «Г», сложенная глинами, глинистыми известняками, мергелями с преобладанием глин. Выше наблюдается чередование карбонатных пластов Ф1 , Ф23 и Ф4 и межпластовых известняково-глинистых пачек. Коллектора на месторождении приурочены к карбонатным пластам Ф2 , Ф34 . В отличие от более южных районов в пласте Ф1 присутствие коллекторов не отмечается. 2 , Ф3 и Ф4 , как и пласт Ф0 zd, в основном, формируют известняки водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонкозернистые. К пластам Ф2 , Ф3 и Ф4 на месторождении приурочены промышленные залежи нефти. Каменноугольная системы (С) Нижний отдел (C1 ). В разрезах скважин Северо-Аресского месторождения выделены отложения визейского (C1 v) и серпуховского (C1 Визейский ярус (С1 v) в объеме верхневизейского подъяруса (С1 v3 ) , мощностью 58–73 м, представлены преимущественно карбонатными породами, в основном, известняками, доломитами. Отложения серпуховского яруса (С1 s), мощностью 29–39 м, представлены карбонатными породами с маломощными прослоями аргиллитов в нижней части верхнесерпуховского подъяруса. Литологически разрез сложен преимущественно известняками серыми, светло-серыми, детритовыми, органогенно-обломочными, прослоями глинистыми, неравномерно доломитизированными, участками переходящими в доломиты, неравномерно зернистые, сульфатизированные. 2 ) присутствуют в объеме башкирского (C2 b) и московского (C2 m) ярусов. Разрез башкирских отложений C2 b, мощностью 24–32 м, сложен чередованием известняков и доломитов с подчиненными маломощными прослоями терригенных. Известняки светло-серые с буроватым оттенком, детритовые, преимущественно водорослевые, фораминиферовые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, в нижней части часто глинистые с прослоями аргиллита. Доломиты светло-серые с буроватым оттенком, мелко-тонкозернистые, участками с реликтами тонкозернистого известняка, с включениями кремней. Московский ярус (C2 m). Литологически разрез сложен переслаиванием известняков, мергелей и глин. Известняки серые, светло-серые, участками глинистые, органогенно-детритовые, водорослевые, с редкими включениями кремня. Доломиты, серые со слабым коричневатым оттенком, неравномернозернистые, прослоями с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, выщелоченные, трещиноватые. Мергели зеленовато- и темно-серые. Глины темно-серые и реже зеленовато-серые, часто известковистые с прослоями известняка и песчано-алевритовых пород. Мощность яруса составляет 132–139 м. Разрез верхнего отдела (С3 ), мощностью 42–55 м, сложен известняками светло-серыми, с буроватым оттенком, желтовато- и коричневато-серыми, биоморфно-детритовыми, преимущественно водорослевыми и фузулинидовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, прослоями порово-кавернозные, сульфатизированные, с прослоями вторичных доломитов, со стяжениями голубовато-серого кремня и линзовидными прослоями кремнистого известняка. Пермская система (Р) Пермские образования (Р) представлены в объеме нижнего и верхнего отделов, общей мощностью 650–699 м. В разрезе нижнего отдела (Р1 ) прослеживаются нерасчлененные отложения ассель­ского + сакмарского (P111 ar) ярус отсутствует. Ассельский+сакмарский ярусы (P1 a+s). Известняки серые, прослоями с буроватым оттенком, коричневато- и светло-серые, органогенно-детритовые, переслаивающиеся с оолитоподобными водорослево-фораминиферовыми и мелко-тонкозернистыми известняками, слабо и неравномерно глинистые и доломитизированные, пятнисто окремненные, с конкрециями голубого кремня, плотные, крепкие. Прослоями отмечаются светло-серые доломиты и светло-голубовато-серые мелко-среднезернистые ангидриты. Толща выдержана по площади, мощность ее составляет 139–164 м. Отложения кунгурского яруса (P1 Карбонатно-терригенная пачка представлена частым и тонким чередованием, переходящим в переслаивание, алевролитов, глин, мергелей, известняков. Карбонатная пачка представлена преимущественно мелко-, тонко- и скрытокристаллическими известняками и доломитами, переслаивающимися с мелкозернистыми и обломочными разностями. В составе верхнего отдела (Р2 Осадки уфимского возраста (P2 В основании яруса залегает пачка сероцветных пород, мощностью 30–40 м, состоящая из полимиктовых песчаников, алевролитов, глин, прослоев известняков. Породы ритмично переслаиваются, мощность прослоев достигает 2–3 м. преобладают. Глины отличаются густой темно-коричневой окраской за счет рассеянного тонкодисперсного гематита. Темно-коричневые глины плитчатые, содержат значительную примесь (до 20–25%) алевритового материала. 2 kz+t) несогласно залегают на уфимских. Разрез сложен терригенными породами различного генезиса, формировавшимися в континентальных условиях озерно-аллювиальной равнины. Общая мощность отложений изменяется от 207 м до 250 м. глин, алевролитов и глинисто-карбонатных пород. Вышезалегающие отложения представлены песчано-алевролитово-глинистой толщей, в которой ведущую роль играют серые, пестроцветные и коричневые глины, часто алевритистые, комковатые с карбонатными желвачками или тонкоотмученные с горизонтальной слоистостью. Характерно развитие почв, присутствие прослоев углистых глин и растительных остатков хорошей сохранности. Мезозойская группа – MZ Триасовая система (T) Триасовые отложения (T) со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на денудированной поверхности пермских пород. Триасовая система представлена породами нижнего, среднего отделов общей мощностью 368–418 м. 1 ) сложен песчано-глинистыми породами чаркабожской и харалейской свит. Чаркабожская свита (T1 čb), 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 (T1 hr), 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 ) 2 an), 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. 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 D3 fm1 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 D3 zd и кровле пласта Ф2 D3 el, 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 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 D3 f3 – массивные, сводовые. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности. Промышленно продуктивными и перспективными горизонтами нижнего фамена Сотчемью-Аресской зоны являются карбонатные пласты: Ф0 zd, Ф0 el, Ф1 el, Ф23 el, Ф4 el. Залежи нефти в пласте Ф0 zd 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 Ф0 zd. 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 Ф0 zd. 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 Ф0 zd 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 Ф0 el и Ф1 el в пределах Сотчемью-Аресской зоны коллектора, как правило, отсутствуют. Промышленная продуктивность пласта Ф2 el доказана на Северо-Аресском месторождении, непромышленные притоки нефти получены на Турышевском и Аресском месторождениях. Пласты Ф3 el и Ф4 el практически на всех площадях Сотчемью-Аресской зоны обводнены, лишь в скв. № 11-Сев. Аресская при испытании в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти. 5 el практически повсеместно размыт. К настоящему времени на Северо-Аресском месторождении промышленные залежи нефти выявлены в карбонатных нижнефаменских пластах Ф0 zd, Ф23 el, Ф4 el. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности со сложной структурой порового пространства, в строении которого участвуют поры, каверны и трещины в различном сочетании. На месторождении выявлено две залежи нефти (снизу вверх): 1. Залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф0 задонского яруса верхнего девона; 2 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 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 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 Ф00 Коллекторы пропластка Ф0 Эффективная толщина изменяется от 1 м в скв. 107 до 2,8 м в скв. 158, составляя в среднем 1,7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,7 м, имеет тот же диапазон изменения. Коэффициент гранулярности равен 0,22. В разрезе прослеживается один проницаемый прослой. Проницаемые отложения пропластка Ф0 -1 отсутствуют в скважинах 105, 127 и занимают 86% площади. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (в среднем 1,47). Общая толщина пропластка Ф0 -1 в среднем составляет 8,81 м, изменяясь от 6 до 13 м. Эффективная толщина достигает 4,4 м (скв. 104), имея среднее значение 2,99 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 в скважине 112 до 4,4 м в скважине 104, при среднем значении 3,2 м. Коллекторы занимают 35,5% всего объема пропластка Ф0 -1. Коллекторы пропластка Ф0 -0 занимают 80 % площади нефтеносности. Общая толщина в среднем составляет 13,3 м, имея минимальное значение 7 м в скважине 127, максимальное – 22 м в скважине 105. Эффективная толщина изменяется от 0,8 в скважине 158 до 4 м в скважине 5, составляя в среднем 1,9 м. Нефтенасыщенные карбонаты вскрыты в скважинах 5, 101, 158, 159. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2,85 м. Коэффициент гранулярности – 0,13. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (коэффициент расчлененности – 1,09). 2. Залежь нефти пласта Ф2 елецкого горизонта приурочена к глубинам 1655 – 1774 м (в среднем 1708 м). Продуктивными являются известняки мелкообломочные, неравномерно пористые, участками кавернозные и пятнисто доломитизированные. После оперативного подсчета запасов (1991г) на месторождении проводилось эксплуатационное бурение. Результаты опробования скважин свидетельствуют о различном гипсометрическом уровне ВНК и о площадной разобщенности залежей. Определение характера насыщения коллекторов по пласту Ф2 обычными способами по методу удельного электрического сопротивления затруднено, так как УЭС отражают промытую зону. В таких случаях продуктивность коллекторов определяется опробованием интервалов, давших безводную нефть. В районе скважины 21 по данным ГИС и опробования ВНК принят на отметке минус 1528 м. При испытании в процессе бурения в интервале 1651 – 1667 (-1522,6 –1538,6 м) и в колонне 1652 – 1656 (1523,6 – 1527,6) м получены притоки нефти и минерализованной воды. Это не противоречит данным ГИС, так как ВНК вскрыт внутри продуктивного пласта на глубине 1656,2 (-1527,8) м. Площадь нефтеносности этого участка – 1987,5 тыс. м2 . Залежь сводовая, пластовая с размерами 2,5´1,05 км, высотой около 10 м. На остальной площади подсчетный уровень принят на абсолютной отметке минус 1522 м. В скважине 103/2 подошва последнего нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине 1727,2 (-1522,4), кровля первого водонасыщенного коллектора в скважине 112 – на глубине 1726 (-1521,9) м. Площадь нефтеносности – 10718,75 тыс. м2 . Залежь сводовая, пластовая с размерами 7,0 ´1,9 км, высотой 28 м (скв. 159). Общая мощность пласта Ф2 достигает 18,3 м (скв. 103/2), составляя в среднем 14,8 м. Нефтенасыщенные толщины залежи нефти пласта Ф22 В разрезе прослеживаются от 1 до 3 проницаемых прослоя. Коэффициент расчлененности равен 1,45. Коллекторы занимают 42% от общего объема пласта Ф2 . 2 он равен 1, т. к. в пределах внешнего контура нефтеносности коллекторы развиты повсеместно 4 УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ Главной особенностью карбонатного накопления является преобладание биогенного механизма извлечения СаСО3 из морской воды, значительно меньшее значение имеют хемогенный и биогенный способы. Так как основным объектом данной работы служат рифовые комплексы и генетически связанные с ними отложения, то речь далее пойдёт о шельфовом и склоновом (верхняя и нижняя части континентального склона) карбонатонакоплении, обусловленном в основном детальностью бентоса, обладающего карбонатной функцией. Те же организмы осаждают СаСО3 на шельфах океанических островов и на океанических подводных поднятиях. В основе биогенного осаждения карбонатов лежит избирательная способность организмов поглощать элементы, находящиеся в морской воде, и накапливать их в комбинациях, отличных от существующих в морском растворе. Образование биогенного карбонатного материала происходит за счёт солей, растворённых в речной воде, поступающей с суши. Растворённые формы – основа биогенного карбонатонакопления - достигают шельфа и склона без заметных изменений количества. По химическому составу морская вода отличается от речной: в морской воде Na>Mg>Ca и Cl>SO4 >CO3 , в речной воде – Ca>Na>Mg и CO3 >SO4 >Cl. Только в результате осаждения карбонатного материала речная вода может превратиться в морскую. Главную роль в этом процессе играют сложные биологические системы организмов. Рифовые биоценозы представляют собой наиболее яркий пример таких систем, состоящих из комплекса взаимосвязанных организмов, деятельность которых направлена на извлечение карбонатов из морской воды и максимальную их концентрацию. В то же время рифовые биоценозы сами служат активными поставщиками карбонатного материала, накапливающегося в виде обломков и карбонатных илов на шельфе и в верхней части континентального склона, а также поступающего в виде растворов и взвеси во внутренние части морей и океанов. Рифы представляют собой промежуточную ступень в переносе карбонатов с континентов во внутренние части океанов. Большую роль в продуцировании современных мелководных карбонатов играют также известковые водоросли, мшанки, моллюски, балянусы, населяющего дно шельфов. Другая особенность карбонатонакопления, являющаяся следствием преобладания биогенного механизма концентрации карбонатов, заключается в том, что реализация солей кальция, растворённых в речной воде, в минеральные образования происходит не в местах их поступления в морской бассейн, а на участках с благоприятными для жизни организмов условиями. К таким условиям относятся: прозрачная тёплая вода, активная гидродинамическая обстановка и мелководье. Они характерны для экваториальных поясов и областей действия тёплых океанических течений. Для карбонатонакопления необходима температура воды, равная в среднем +18 0 С. Необходимым условием для органогенного осаждения СаСО3 Относительные изменения уровня моря определяют вертикальную неоднородность разреза, проявляющуюся в его цикличности, обусловленной миграцией фаций во времени, в смене типов пород (слоистость, ритмичность) или в наличии перерывов (плитчатость, стратиграфическое несогласие ). В механизме взаимодействия локальных тектонических движений, скорости седиментации и эвстатических колебаний уровня моря, определяющем общую направленность карбонатонакопления через соотношение факторов концентрации СаСО3 и его рассеивания, ведущую роль играют эвстатические колебания уровня моря, являющейся основной причиной дифференциации разреза. Благодаря регулярности и повсеместному действию в бассейне, они, вызывая смещение фаций и чередование генетических типов отложений в разрезе. В то же время для концентрации больших объёмов карбонатных осадков, в частности для устойчивого рифообразования, необходимы тектонические погружения, соизмеримые со скоростями рифообразования. Взаимодействие указанных факторов во времени определяет разнообразие типов цикличности карбонатов. 5 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ   В нефтенасыщенной части пласта пашимского горизонта керн отобран только в скважине 44 (интервал 1821,2 – 1825,2 м). Отобрано пять проницаемых образцов с пористостью от 9,1 до 15,7% (в среднем 12,7%) и проницаемостью 4,7-1772,77´10-15 м2 , средней 443´10-15 м2 . Гидродинамические исследования в нефтяной зоне проведены в 12 скважинах. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 23 определениям составило 1330´10-15 м2 , при диапазоне изменения 3,4-7442´10-15 м2 . В виду незначительного количества определений по керну коэффицент пористости оценивался по НГК. Пористость, оцененная по 46 скважине (76 определений) в среднем составила 9,2% (диапазон изменений по скважинам 5,2 – 12,5%). Коэффициент нефтенасыщенности оценивался по балансу пористости Кн = Кпэфэф в ГКЗ. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по 21 скважинам (76 определений) в среднем составил 0,74 (диапазон изменений 0,59 – 0,83). проницаемостью 1,75–10,98´10-15 м2 (средняя 5,67´10 ). Граничная проницаемость для коллекторов принята 1,0´10-15 м2 , как для большинства залежей месторождений Тимано-Печорской провинции, приуроченных к одновозрастным отложениям. Три скважины (скв. 2, 11, 21) гидродинамически исследованы в нефтяной зоне. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 5 определениям составило 5,44´10--15 м2 , при диапазоне изменения 1,3 –15,4´10-15 м2 . Коэффициент пористости оценивался по НГК, так как по керну явно недостаточное количество определений. По ГИС пористость, оцененная по 16 скважинам (61 определение), изменяется от 5,6 до 18%, составляя в среднем 11%. Коэффициент нефтенасыщенности оценен по способу баланса пористости по зависимости Кпэф = f (Кп), полученной для одновозрастных отложений Пашшорского месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по ГИС (8 скважин, 41 определение), варьирует от 0,78 до 0,87, составляя в среднем 0,84, что и принято при оперативном подсчете запасов. 6 СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА товарной характеристики нефти и обоснования подсчетных параметров для оценки запасов УВ. Экспериментальные работы по исследованию отобранных проб проводились в лабораториях КОМЭ ТПО ВНИГРИ. Нефти данных отложений охарактеризованы девятью пробами, отобранными из двух скважин. о С (54,5 – 58 о´с. Содержание растворенного газа 25,4 м33 /т) по однократному разгазированию (ОР), 19,6 м3 /т (16,8 – 22,4 м3 /т) по дифференциальному разгазированию (ДР). Объемный коэффициент равен 1,219. Разгазированная нефть характеризуется как легкая, смолистая, парафиновая, слабосернистая, повышенной вязкости 6,22 мПа´с. Выход фракций (ДР) выкипающих от н. к. до 100 о С – 5,6% мол.; до 200 о С – 33,7% мол. и до 300 о С – 56,9% мол. Надо отметить, что параметры по результатам дифференциального разгазирования несколько отличаются от параметров, принятых в подсчете запасов. В данной работе при подсчете средних значений параметров в соответствии с инструкциями по подсчету запасов взяты результаты только многоступенчатого разгазирования, без учета двухступенчатого. Растворенный газ сероводородно-азотнометановый, “высокожирный”. Содержание азота составляет 35,68% мол. и гелия 0,072% мол., углекислого газа – 1,66% мол. Нефти залежи пласта старооскольского горизонта Характеристика нефти пласта представлена на основе изучения 5 устьевых и 11 глубинных проб из скважин 2, 5, 11, 21. оо С. Плотность пластовой нефти составляет в среднем 0,812 г/см3 (0,807 – 0,825 г/см3 ), вязкость определена в пределах 2,44 – 2,85 мПа´с (в среднем 2,72 мПа´с). Содержание растворенного газа 24,1 м3 /т (16,2 – 28,6 м3 /т) по ОР, 23,1 м3 /т (20,9 – 24,9 м3 /т) по ДР. Объемный коэффициент 1,08 (1,067 – 1,088) по ОР; 1,071 (1,065 – 1,076) по ДР. Разгазированная нефть является легкой, с повышенной вязкостью 6,49 мПа´с. Температура застывания нефти равна минус 21 о С. По компонентному составу характеризуется как смолистая, парафиновая, сернистая. Выход фракций (ДР) выкипающих от н. к. до 100 о С – 6,0% мол.; до 200 о С – 32,8% мол. и до 300 о С – 57% мол. Растворенный газ азотно-углеводородного типа, «жирный». Концентрация гелия (0,03 % мол.) ниже кондиционного значения. Сероводород отсутствует, концентрация углекислого газа – 0,26% мол. Содержание азота составляет 22,19% мол. 7 ЗАПАСЫ НЕФТИ, ГАЗА По состоянию на 01. 01. 06 г на Государственном балансе запасов полезных ископаемых числятся запасы по двум залежам, приуроченным к нижнефаменским карбонатным отложениям, - пластам Ф0 и Ф2 . Запасы по пласту Фо утверждены ЦКЗ Роскомнедра в 1996 г. Начальные геологические запасы нефти составляют 1993 тыс. т, извлекаемые – 777 тыс. т. На 01. 01. 06 г. остаточные геологические запасы составили – 1580 тыс. т, извлекаемые – 364 тыс. т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 54 млн. м3 , извлекаемые – 21 млн. м33 , извлекаемые – 9 млн. м3 . 2 на Госбалансе числятся оперативно подсчитанные в 1991 г. запасы по категории С1 в количестве: начальные геологические – 5123 тыс. т., извлекаемые – 1844 тыс. т. На 01. 01. 06 г. остаточные геологические запасы составили – 5103 тыс. т, извлекаемые – 1824 тыс. т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 118 млн. м3 , извлекаемые – 43 млн. м3 . На 01. 01. 06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 118 млн. м3 , извлекаемые – 43 млн. м3 . В целом по месторождению на Государственном балансе числятся начальные геологические /извлекаемые запасы нефти в количестве 7116 / 2621 тыс. т., растворенного газа -/ 64 млн. м3 . Все запасы углеводородного сырья отнесены к категории С1 . Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, составили 172 млн. м3 , извлекаемые – 64 млн. м3 . Остаточные геологические /извлекаемые запасы нефти по категории С1 по месторождению составляют геологические 6683 / 2188 тыс. т., растворенного газа -/ 64 млн. м3 . В процессе разбуривания месторождения установлен факт снижения площади нефтеносности пласта Д2 примерно на 12% и уменьшение средней нефтенасыщенной толщины более чем на 30%. залежей. В настоящее время ведутся работы по подсчету запасов месторождения и составлению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Северо- Кожвинское месторождение открыто в 1977 году, по величине запасов нефти относится к категории мелких, характеризуется трудно извлекаемыми запасами из-за наличия в продуктивном разрезе низкопроницаемых коллекторов. Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями афонинского,старооскольского и пашорского горизонтов. Разработка месторождения начата в 1983 году. Извлекаемые запасы составляют: нефть – 12547тыс. т, газ – 1325 млн. м3. Первоочередным обьектом разработки следует считать залежь в песчаниках старооскольского горизонтакак наиболее крупную по запасам. Эта залежь характеризуеться большой нефтенасыщенной мощностью(до 79. 9м.) и высокой концентрацией запасов по площади(36. 7тыс. т/га.)Поинтервальным испытанием доказана характерная для коллекторов подобного типа продуктивность отдельных частей разреза,весьма благоприятными для эксплуатации являются вязкостная характеристика нефти в пластовых условиях и гидродинамические параметры пластов. Разбуривание данной залежи целесообразно начинать от района скважины 46,последовательно удаляясь от свода в периферии с тем,чтобы избежать появления заведомо пустых скважин в процессе промышленного освоения. Подобным образом следует разбуривать и пашийскую залежь – от скважины 44. Для уточнения геологического строения песчаников,вскрытых скважиной 47 ,рекомендуется пробурить в 1 км. К северу от нее одну разведочную скважину. Несмотря на то, что продуктивный разрез залежей вскрыт одиночными скважинами, имеющихся данных вполне достаточно для отнесения запасов к категории С1 и составления проектов опятно-промышленной эксплуатации. 1. Геологическое строение и оценка запасов углеводородов Аресской группы месторождений по состоянию на 01. 06. 90. Отчет / ПГО "Ухтанефтегазгеология". – Руководители работы Н. Я. Персова, Е. Г. Коваленко. – Ухта, 1990. 2. Уточнение геологического строения и подсчет начальных балансовых запасов нефти и растворенного газа Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского, Нерцовского и Турушевского месторождений: Отчет/Печорнипинефть. – Руководители работы А. В. Поле, А. П. Носов и др. –Ухта, 1991. 3. Составление проекта пробной эксплуатации месторождений Аресской группы (Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского): Отчет о НИР / Печорнипинефть. - Руководитель работы М. З. Ханипова. – Ухта, 1989. 4. Подсчет запасов нефти и попутного газа Северо-Аресского месторождения (пласт Ф0 задонского горизонта верхнего девона): Отчет / Коми Региональное отделение Академии наук. – Руководитель работы В. Н. Макаревич. – Ухта, 1996. 5. Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ (нефть, газ) за 2005 г. Роснедра. – Москва, 2006 г. – 121 с. 6. Проект разработки Северо-Аресского нефтяного месторождения. Отчет / ООО НТП “Прогресс-5”. – Ухта, 2001.