Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Геологическая часть. Общие сведения о районе работ
• 1.1 Географическое и административное положение месторождения
• 1.2 Геолого-геофизическая изученность
• 2. Стратиграфия
• 3. Тектоника
• 4. Полезные ископаемые
• 5. Общая характеристика месторождения
• 5.1 Описание залежей
• 5.2 Анализ фильтрационно-емкостных свойств
• Список литературы

Введение

Исходными данными для написания отчета послужили материалы преддипломной практики а также были использованы литературные (опубликованные) и фондовые материалы.

На основе анализа материалов подготовлен отчет "Изучение Оленьей нефтегазоперспективной площади."

В административном отношении Оленья площадь находится в Ненецком АО. Согласно схеме нефтегазогеологического районирования она располагается в пределах Хорейверской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП). Основная нефтеносность связана с отложениями нижнего девона.

Разрез отложений изучаемой площади "Оленья" представлен осадочными породами силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, юрской, меловой, четвертичной систем. В тектоническом отношении Оленья площадь располагается в пределах северо-восточной части Хорейверской впадины, которая представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру северо-западного простирания и выделяется по верхнедевонским и вышележащим горизонтам осадочного чехла. По поверхности фундамента и ордовикско-нижнедевонским отложениям ей соответствует Большеземельский палеосвод, расчлененный тектоническими нарушениями субмеридионального простирания на отдельные блоки. Вершина свода расположена в районе Сандивейской площади. Наиболее погруженные его участки приурочены к зонам сочленения с валом Сорокина и Ярейюским валом.

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе работ

1.1 Географическое и административное положение месторождения

Месторождение им. Титова - расположено в центральной части Большеземельской тундры и по административному делению относится к Ненецкому автономному округу Архангельской области. Ближайшими населенными пунктами являются пос. Варандей, на севере от месторождения и пос. Харьяга, на юго-западе.

Нефтепровод, построенный до Харьягинского месторождения, подключен к магистральному нефтепроводу "Ярославль-Ухта", связывающему центр Европейской части с Возейским и Усинским нефтяными месторождениями. Поселок Варандей имеет морской причал, принимающий крупные морские суда и терминал для загрузки танкеров. От терминала построен нефтепровод к Варандейскому и Торавейскому месторождению.

Юго-западнее располагается Ардалинское месторождение нефти, разрабатываемое СП "Полярное сияние", и от которого построен нефтепровод до Харьягинского месторождения. К юго-западу находится Тэдинское месторождение, на котором в настоящее время завершаются подготовительные работы к промышленному освоению. Ближайшими месторождениями, подготовленными к разработке, являются: Варандейское - 58 км на север, Торавейское - 41 км на север, Южно-Торавейское - 31 км на север, Наульское - 23 км и Лабоганское - 24 км на северо-восток.

Северо-западнее месторождения им. А. Титова в пределах Хорейверской впадины расположено крупное нефтяное месторождение им. Р. Требса. Южнее открыт ряд месторождений в пределах так называемой Центрально-Хорейверской рифогенной зоны (Сихорейское, Западно-Хоседаюское, Верхне-Колвинское, Висовое, Северо-Хоседаюское, Восточно-Сихорейское и др.).

Плотность населения низкая - менее 1 чел/10 кв.км. Коренное население - ненцы и коми, занимаются отгонно-кочевым оленеводством, рыбным и пушным промыслом.

Дорожная сеть на территории участка отсутствует. Единственная дорога с твердым покрытием, по которой, осуществляются круглогодичные грузоперевозки в северном направлении от г. Усинска, заканчивается в пос. Харьяга. Далее от пос. Харьяга до месторождения им. А. Титова перемещение грузов и людей наземным (гусеничным и автомобильным) транспортом возможно лишь в зимнее время по "зимникам", а в летний период только воздушным транспортом - в основном, вертолетным.

Крупная железнодорожная станция - г. Печора отстоит от месторождения примерно на 360 км на юг, станция Инта - в 266 км на юго-восток, станция Усинск находится южнее района проектируемых работ.

Природно-климатические условия

Рельеф представляет собой слегка всхолмленную равнину, сильно заболоченную, с многочисленными озерами, изрезанную густой сетью рек и ручьев. Абсолютные отметки колеблются от 65 до 180 метров.

Климат суровый, арктический с продолжительной зимой и коротким летом. Среднегодовая температура воздуха - отрицательная и составляет -5 - -6 С. Минимальная -46 - -50 С. Снежный покров устанавливается в начале октября, сходит в конце мая - начале июня. Ветры в течение года преимущественно юго-западные и южные, но летом часты и северо-восточные.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Рассматриваемая территория располагается в центральной части Хорейверской впадины. Долгое время этот район оставался в геологическом отношении недостаточно изученным. Геологические съемки масштабов 1:1000000 и 1:200000, а также геоморфологические исследования, проведенные в 1943-1974 гг. не дали достаточных сведений о геологическом строении осадочного чехла. Планомерное изучение этой территории, в начале геофизическими методами, а затем бурением, началось с 60-х годов ХХ-века.

Полевые геофизические исследования

В настоящее время вся площадь Хорейверской впадины изучена аэромагнитными и гравиметрическими съемками разных масштабов, мелкомасштабными и профильными электроразведочными исследованиями. Результаты аэромагнитных и гравиметрических исследований позволили составить структурно-тектонические схемы и выделить основные элементы региона, что явилось определяющим в решении вопросов, связанных с нефтегазоперспективностью территории. Установлено, что в региональном плане характер магнитного поля отображает не только петрографический состав фундамента, но и дизъюнктивную тектонику, а основными аномалеобразующими факторами поля силы тяжести являются мощности карбонатного комплекса на глубине залегания и морфология поверхности фундамента. Электроразведка методами ТП, ТЗ и ТТ, проведенная на отдельных площадях, выявила аномальные зоны, или локальные аномалии, отображающие изменение глубины фундамента и опорных геоэлектрических границ в толще осадочного чехла.

Систематические сейсмические исследования в пределах Хорейверской впадины, где располагается рассматриваемая территория, начинаются с 1970 года. Основной их объем выполнялся Воркутинской ГФЭ (ПГО Печорагеофизика) и Западным геофизическим трестом. По результатам региональных работ КМПВ и поисково-рекогносцировочных исследований МОВ изучено геологическое строение впадины по преломляющим и отражающим горизонтам, выделены основные структурные этажи и ряд положительных структур. Поисковыми исследованиями МОГТ в центральной части Хорейверской впадины прослежены зоны аномалий волнового поля, предположительно обусловленные наличием барьерного рифа верхнефранского возраста вдоль склонов Большеземельского палеосвода.

Оленья структура была выявлена в 1980 г. и подготовлена в 1983 г. под глубокое бурение сейсморазведочными работами МОГТ масштаба 1:50000 по отложениям верхнего девона и силура. Передана в глубокое бурение в 1985 г. по ОГ IIIfm и IV.

Общий объем профилей, отработанных на Оленьей площади с 1980 по 1984 гг. составил 1000 пог.км. С 1988 г. по 1994 г. на разных объектах, в той или иной степени захватывающих территорию, проводились детализационные сейсморазведочные работы. В результате проведенных работ изучен разрез платформенного чехла, построены карты изохрон и изогипс по горизонтам от ордовика до юры, локализованы три зоны выклинивания нижнедевонских отложений, подготовлены и переданы для глубокого поискового бурения ряд структурно-стратиграфических ловушек по отложениям верхнего силура и нижнего девона.

Глубокое бурение

Буровые работы в пределах Хорейверской впадины были начаты в 1968-1969 гг. В центральной части впадины была пробурена опорная скважина № 1 Хорейвер, которая при глубине 4500 м вскрыла Ордовикские отложения. После этого были пробурены параметрические и поисковые скважины, как на юге впадины (Баганская, Среднемакарихинская, Сандивейская, Веякская и др.), так и на севере (Нямюрхитская, Мядловейяхская), которые позволили изучить разрез платформенного чехла региона и выделить перспективные комплексы и направления проведения нефтегазопоисковых работ. Открытие месторождений нефти в начале на юге, а затем и в других частях впадины послужило толчком к интенсивному изучению региона. К настоящему времени на территории Хорейверской впадины пробурено более 200 глубоких скважин.

Площадь введена в поисковое бурение 20.04.1986 г. скважиной № 20. При достижении проектной глубины 4200 м скважина вскрыла отложения мезозоя, перми, карбона, верхнего и нижнего девона, верхнего силура. Скважиной открыта залежь нефти в отложениях нижнего девона (ранее считалось - в отложениях нижнего франа).

При испытании в колонне из интервала 3918-3945 и был получен фонтанный приток нефти дебитом 790 м ³/сут. через НКТ (62 мм) плотностью 841 кг/м ³. При опробовании отложений верхнего девона в интервале 3633-3672 м испытателем пластов КИИ-146 получен приток пластовой воды расчетным дебитом 162.4 м ³/сут.

2. Стратиграфия

Осадочный чехол в пределах современной Хорейверской впадины представлен породами палеозойской, мезозойской эратемы и четвертичной системы. Осадочные отложения залегают на фундаменте венд-кембрийского возраста. Фундамент вскрыт в центральной части Большеземельского палеоподнятия на глубинах минус 4060 - 4570 м.. В северном, восточном и южном направлениях от центра палеоподнятия мощность осадочных формирований увеличивается и соответственно увеличивается глубина залегания кровли фундамента и стратиграфическая полнота осадочного разреза.

Палеозойская эратема (PZ)

Наиболее древние осадочные отложения - ордовикские. Максимальная вскрытая мощьность составляет 547 м. В сводовых разрезах палеоподнятия она значительно меньше, и равна 155 м. Ордовикские отложения представлены тремя отделами, которые согласно местной стратиграфической схеме расчленяются на свиты.

Ордовикская система (O)

Нижний отдел (О ₁)

Хореймусюрская свита (О ₁hm)

Они представлены красноцветными терригенными отложениями, ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, редко гравелитов. Нижнеордовикские отложения отсутствуют в сводовых разрезах Большеземельского поднятия (Кывтанская и Восточно-Харьягинская площади). В разрезе скв.15-Оленья вскрытая мощность 190 м. Пласты песчаников характеризуются невысокими коллекторскими свойствами. Формировались в мелководном эпиконтинентальном морском бассейне.

Средний отдел (О ₂)

Карадокский ярус(О _2k)

Представлены в нижней части разреза карбонатно-терригенными породами - песчаниками и алевролитами преимущественно кварцевыми с глинистым цементом. В верхней части залегают пласты серых доломитов, содержащие прослои известняков и мергелей. Мощность среднего ордовика составляет 43-47 м. Отложения формировались в условиях морской трансгрессии, в мелководной части шельфа.

Верхний отдел (О ₃)

Верхнеордовикские отложения согласно залегают на среднеордовикских. Отложения в основном хорошо сопоставляются по геофизическим характеристикам. Они подразделяются на субрегиональные горизонты и местные свиты.

Баганская свита (О ₃ bq)

Представлена известняками и вторичными доломитами фито-зоогенными и мелкозернистыми. Пласты - коллекторы сложены вторичными доломитами.

Мукерская свита (О ₃ mk)

Мукерская свита представлена седиментационными доломитами, сульфатами и смешанными сульфатно-карбонатными породами с прослоями аргиллитов. Породы плотные.

Хорейверская свита (O₃ hr)

Представлена тонким переслаиванием седиментационных доломитов, сульфатов, аргиллитов. Свита является хорошим корреляционным репером, а также флюидоупором для возможных залежей в нижележащих коллекторах баганской свиты. Характеристика покрышки ухудшается к вершине Большеземельского палеосвода.

Салюкинская свита (O₃ sl)

Представлена преимущественно вторичными перекристаллизованными доломитами с реликтовой органогенной структурой. Отложения формировались в условиях мелководного шельфа. Мощность свиты увеличивается в восточном направлении.

Общая мощность верхнеордовикских отложений изменяется от 179 м до 429 м и увеличивается к периферии Большеземельского палеосвода.

Силурийская система.(S)

Силурийские отложения в пределах Хорейверской впадины распространены широко. Мощность их резко изменяется за счёт изменения стратиграфического объёма от 49 м до 912 м.. На изменение мощности силура значительное влияние имел перерыв осадконакопления в до раннефранское время. В присводовой части палеоподнятия на поверхность эрозии выходят нижнесилурийские карбонаты.

Нижний отдел (S₁)

Лландоверийский ярус (S₁ld)

Сложен преимущественно карбонатами (зона фаций мелководного морского шельфа): иловыми тонкозернистыми и разнозернистыми доломитами, обогащёнными глинисто-алевритовой примесью, прослоями водорослевыми. Лландоверийский ярус представлен осадочным ритмом, соответствующими нарастанию морской трансгрессии. Перекристаллизация органических остатков способствовала увеличению фильтрационно-емкостных свойств карбонатов горизонта.. Максимально вскрытая мощность 263 м.

Филиппъельский горизонт (S₁fl)

Горизонт слагают морские карбонаты с разнообразными органическими остатками, хемогенные седиментационные доломиты и сульфаты. Коллекторы связаны с вторичными органогенно-детритовыми и водорослевыми доломитами. Типы коллекторов: каверново-порово-трещинный, порово-трещинный, трещинный. Соответствует трансгрессивно-регрессивному осадочному ритму. Его полная мощность изменяется от 117 до 338 м.

Венлокский ярусу (S₁vl)

Сложены известняками и вторичными доломитами, содержащими детрит брахиопод, остракод, водорослей и др. Эти отложения формировались в условиях мелководного шельфа. Они имеют слоистое ритмичное строение. В пластах трансгрессивных циклов содержится глинистая и алевритовая примесь. Мощность 356 м. Отложения отсутствуют в центральной части палеоподнятия.

Регрессивные пачки вторичных доломитов содержат пласты коллекторов, имеющих органогенно-обломочную структуру. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов улучшаются в зоне их выхода под региональную тиманско-саргаевскую покрышку.

Верхний отдел (S₂)

Согласно залегают на нижнесилурийских карбонатах. Мощность отложений от 0 - в центральной области Большеземельского свода до 321 м - в восточной части впадины. Полная мощность верхнего силура сохраняется в зоне развития нижнедевонских отложений в восточной части Хорейверской впадины. Строение и состав пород свидетельствует о морских шельфовых условиях осадконакопления. Верхний отдел силура представляют лудловский и пржидольский ярусы.

Гердьюский горизонт (S₂qj)

Cложен морскими шельфовыми отложениями: карбонатными, терригенно-карбонатными, реже терригенными. Это глинистые известняки, доломиты, мергели, маломощные пласты аргиллитов, алевролитов. Ярус полностью вскрыт в северной и восточной частях впадины. Мощность изменяется в пределах от 156 м до 203 м

Гребенский горизонт(S₂qr)

Cложен глинистыми известняками и доломитами с прослоями мергелей. Карбонаты в верхней части разреза содержат алевритовую и песчаную примесь, пласты крупнозернистых алевролитов. Полная мощность гребенских отложений 120-140 м.

Девонская система (D)

Нижний отдел (D₁)

Нижнедевонские отложения залегают на верхнесилурийских породах со стратиграфическим несогласием. Распространение отложений ограничено и обусловлено эрозией в предраннефранское время. Скважинами и геофизическими исследованиями установлено развитие нижнедевонских отложений в восточной и западной бортовых зонах Хорейверской впадины. Уменьшение стратиграфической полноты нижнего девона и уменьшение мощности до полного срезания отложений происходит в направлении к своду древнего Большеземельского палеоподнятия.

В западной бортовой зоне Хорейверской впадины, по данным сейсмических исследований, выделяется узкая зона развития нижнедевонских отложений толщиной от 200 до 1000м.

Oвинпармский (D₁op) горизонт

В нижней части ярус сложен аргиллитами, глинистыми известняками, мергелями. Отложения формировались в мелководно-морских условиях с глинистым, карбонатно-глинистым, обломочным осадконакоплением. В восточной бортовой зоне Хорейверской впадины мощность нижнего отдела изменяется от единиц метров до 466 м.

В разрезе овинпармского горизона можно отчетливо проследить ритмичное строение отложений. Мощность овинпармских отложений изменяется от единиц метров до 250 м, уменьшается на юг и запад, выклинивается в западном направлении.

Овинпармские отложения формировались в шельфовых мелководно-морских условиях седиментации, в режиме морской трансгрессии.

В юго-восточной части Хорейверской впадины формируются преимущественно карбонатные отложения. Кратковременным трансгрессивным фазам соответствуют глинистые, глинисто-карбонатные отложения. Присутствуют илово-остракодово-водорослевые известняки и вторичные доломиты, мергели, аргиллиты. В северо-восточной части впадины, помимо карбонатных осадков, накапливались отложения смешанного состава - глинистые, карбонатные, обломочные. Но в разрезе горизонта преобладают карбонатные породы - вторичные доломиты, доломитизированные известняки, известняки.

Вторичные процессы широко развиты в карбонатных овинпармских отложениях - доломитизация, трещинообразование и выщелачивание. Они положительно повлияли на формирование фильтрационно-емкостных свойств пород. Процессы выщелачивания наиболее интенсивно проявились в породах с органогенной структурой и трещиноватых разностях.

В пределах месторождения нижнедевонские отложения в объеме овинпармского горизонта вскрыты большинством скважин. Мощность отложений меняется от 0 до 190 м.

Средний отдел (D₂)

Развитие среднедевонских отложений в пределах Хорейверской впадины предполагается только в западной прибортовой зоне, примыкающей к Колвинскому мегавалу, что установлено результатами геофизических исследований.

Верхний отдел (D₃)

Верхнедевонские отложения в пределах месторождения со стратиграфическим несогласием залегают на нижнедевонских карбонатах. Несогласие выражается в отсутствии многих стратиграфических подразделений: нет верхней части нижнего девона - сотчемкыртинского горизонта лохковского яруса, пражского, эмского ярусов; отсутствуют среднедевонские отложения, нет яранского и джьерского горизонтов верхнего девона

Тиманский (D₃ tm)+саргаевский горизонты (D₃sr)

Тиманский горизонт рассматривается вместе с саргаевским горизонтом, поскольку граница между ними недостаточно четко отбивается как по литологическим, так и по палеонтологическим критериям.

Отложения представлены переслаивающимися породами: песчаниками, алевролитами, в различной степени глинистыми, аргиллитами. Мощность нерасчлененных тиманского+саргаевского горизонтов составляет 61-140 м.

Доманиковый(D₃dm)+сетлясский (D₃vt) горизонты

Выделяется пласт известняков, относимый к доманиковому горизонту. Он представлен известняками, иногда слабоглинистыми, содержащими органогенный детрит и известняками глинисто-битуминозными, сформировавшимися в более глубоководных условиях. Переход к вышележащим отложениям постепенный, что затрудняет отбивку кровли доманикового горизонта. На этом уровне в некоторых скважинах по ГИС выделяются глинистые пласты, которые, вероятно, можно отнести к ветласянскому горизонту. В остальных скважинах отложения ветласянского возраста не выделены.

Сирачойский (D₃src) горизонт

Во многих скважинах сирачойские отложения представлены карбонатными постройками, сложенными известняками светло-серыми, водорослевыми в различной, степени перекристаллизованными и кристаллическими зернистыми, доломитизированными, с примесью органогенного детрита, неравномерно-пористые и кавернозные.

Евлановский (D₃ev)+ливенский (D₃lv) горизонты

Отложения нерасчлененных евлановского+ливенского горизонтов представлены аргиллитами с прослоями известняков, доломитов, алевролитов и редкими прослоями ангидритов. Мощность нерасчлененных доманикового и ветласянского, сирачойского и евлановского+ливенского горизонтов изменяется от 240 м до 350 м.

Задонский (D₃zd)+елецкий (D₃el) горизонты

Отложения представлены известняками буровато-серыми, водорослевыми, сферово-комковатыми, перекристаллизованными, прослоями слабо доломитизированными. Ближе к подошве встречаются известняки плотные, крепкие, местами массивные, неоднородные за счет прослоев и включений песчано-глинистого материала. Мощность отложений изменяется от 100 м до 180 м.

Усть-печерский горизонт (D₃up)

Усть-печорский. Толща сложена известняками серыми, темно-серыми, доломитизированными, перекристаллизованными, плотными, крепкими. В нижней части разреза присутствует пачка известняков переслаивающихся с глинами зеленовато-серыми, линзовидно-волнистыми, комковато-узловатыми, с включениями обломков брахиопод, криноидей, с зеркалами скольжения.

Мощность изменяется от 270 до 370 м.

Каменноугольная система.(C)

Нижний отдел (С ₁)

Турнейский ярус (С ₁t)

С перерывом залегают на верхнедевонских и развиты только на севере Хорейверской впадины. В пределах рассматриваемого района они представлены известняками с подчиненным содержанием в средней и подошвенной части аргиллитов.

Мощность турнейских отложений в пределах месторождения меняется от 5 м до 44 м.

Визейский ярус (С ₁vz)

Со стратиграфическим несогласием залегают на турнейских образованиях и представлены, в основном, карбонатными отложениями, чередованием известняков и доломитов. Мощность визейских отложений меняется от 160 до 185 м.

Средний (C₂)+Верхний отделы (С ₃)

Литологически отложения представлены известняками и глинистыми известняками с прослоями аргиллитов. Участками наблюдается трещиноватость. Трещины также выполнены глинистым материалом. По всему разрезу отмечены прослои аргиллитов темно-серых и зеленовато-серых, плитчатых, слюдистых, мощностью от нескольких миллиметров до 0,5 м.

Мощность меняется от 140 м до 180 м.

Пермская система (Р)

Нижний отдел (P₁)

Ассельский (P₁a)+сакмарский (P₁s)+артинский (P₁ar) ярусы

Сложены известняками серыми, светло-серыми, органогенно-детритовыми, тонко-мелко-кристаллическими, массивными, плотными, крепкими, переходящими вверх по разрезу в серые, темно-серые, скрытокристаллические, неравномерно глинистые известняки. Во всех разностях пород встречаются стилолитовые швы, выполненные темно-серым глинистым материалом.

Мощность карбонатных отложений нижней перми колеблется от 110 м до 142 м.

Кунгурский ярус (P₁k)

Отложения кунгурского яруса представлены толщей аргиллитов с прослоями алевролитов и песчаников. Мощность кунгурских отложений меняется от 80 м до 135 м.

Верхний отдел (P₂)

Разрез верхнепермского возраста сложен нерасчлененной на ярусы толщей переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников. Мощность меняется от 200 до 275 м.

Мезозойская эратема (Мz)

Триасовая система (T)

Нижний отдел (Т ₁)

Чаркобожская свита (T₁cb)

Отложения представлены: песчаники зеленовато-серые, мелко- и среднезернистые, полимиктовые, плотные, крепкие, с включениями окатанных обломков глин и галек кремней. Выше по разрезу они сменяются толщей глин с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников.

Мощность чаркабожской свиты от 230 м до 260 м.

Харалейская свита (T₁hr)

Сложена глинами, аргиллитами и песчаниками. Глины и аргиллиты в основном красно-бурые, реже зеленые, комковатые, неравномерно-алевритистые, оскольчатые, слюдистые, с ходами илоедов. Песчаники зеленовато-серые и серые, от мелко- до крупно-зернистых, полимиктовые, плотные и слабосцементированные, массивные.

Мощность меняется от 32 м до 85 м.

Верхнийотдел (T₂)

Ангурская свита (T₂an)

Отложения представлены толщей переслаивания глин с песчаниками и алевролитами. Мощность от 105 м до 170 м.

Нарьянмарская свита (T₂nm)

Отложения нарьянмарской свиты представлены сероцветной толщей переслаивания глин, песчаников и алевролитов. Мощность изменяется от 480 м до 550 м.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы выделяются в объеме трех отделов: нерасчлененных нижнего+среднего и верхнего.

Нижний (J₁)+Cредний (J₂) отделы

Представлены толщей песчаников с подчиненными прослоями глин и алевролитов. Мощность от 280 м до 330 м.

Верхний отдел (J₃)

Отложения верхнего отдела представлены переслаиванием глин и алевролитов в верхней части разреза и переслаиванием глин и песков в нижней части разреза. Мощность колеблется от 125 м до 150 м.

Меловая система (K)

Нижний отдел (К ₁)

Меловая система выделяется в объеме нижнего отдела. Литологически она сложена толщей неравномерного переслаивания песков, глин и алевролитов. Мощность колеблется от 310 м до 380м.

Кайнозойская эратема (Кz)

Четвертичная система (Q)

Кайнозойский разрез представлен отложениями четвертичной системы, которые со стратиграфическим несогласием залегают на нижнемеловых осадках. В процессе инженерно-геокриологической и гидрогеологической съемки в пределах месторождения пробурен ряд инженерно-геологических и гидрогеологических скважин, вскрывших четвертичные отложения на разную мощность. В целом для рассматриваемого блока характерна значительная мощность четвертичных отложений (от 244 м до 370 м).

3. Тектоника

Месторождение им. А. Титова располагается в пределах северо-восточной части Хорейверской впадины, которая в свою очередь расположена на севере Тимано-Печорской платформе (Рис 1).

Рис. 1. Тектоническая схема Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (по ВНИГРИ и ТТГУ): 1 - границы крупнейших структур; 2 - границы крупных структур; 3 - границы авлакогенов; 4 - границы средних и мелких структур; 5 - месторождения нефти и газа.

Крупнейшие структуры: А - Тиманская гряда; Б - Печорская синеклиза; В - Предуральский прогиб; Г - Уральский кряж.

Крупные структуры: I - Северо-Тиманский мегавал; II - Четласско-Цилемский мегавал; III - Печорская впадина; IV - Малоземельско-Печорская гряда; V - Денисовский прогиб; VI - Колвинский мегавал; VII - Хорейверский прогиб; VIII - Карский синклинорий; IX - Пай-хойский антиклинорий; Х - Коротаихинская впадина; XI - горст Чернова; XII - горст Чернышева; XIII - Костыо-Роговской прогиб; XIV - Болыпесынинская впадина; XV - Верхнепечорский прогиб.

Средине и мелкие структуры (на карте крупные цифры): 1 - Обдырско-Синдорский вал; 2 - Вмская депрессия; а - Вымско-Вольский вал; 4 - Тобысская депрессия; 5 - Ухто-Ижемский вал; 6 - Джежим-Парминский вал; 7 - Вольская депрессия; 8 - Ксенофонтовский вал; 9 - Тобышское поднятие; 10 - Ижевская ступень; 11 - Лыжско-Лузская ступень; 12 - Лемью Ираельская ступень; 13 - Велью-Тэбукская ступень; 14 - Омра-Сойвинская ступень; 15 - Маркаластская ступень; 16 - Полюдовское поперечное поднятие; 17 - Оксинская депрессия; 18 - Нарьян-Марское поднятие; 19 - Верхнеколвинский вал; 20 - Песяковская депрессия; 21 - вал Сорокина; 22 - Хайпудырская депрессия; 23 - горст Гамбурцева; 24 - Верхнеадзьвинская котловина; 25 - Верхневоркутинский горст; 26 - Нижнекарская котловина; 21 - Воркутская ступень; 28 - Верхне-усинская котловина; 29 - Усть-Шугорское поперечное поднятие; 30 - Вольминское поднятие; 31 - Кумшорская антиклинальная зона; 32 - Седуяхинский вал; 33 - Терехей-Шапкинский дизъюнктивный вал.

Месторождения и разведочные площади (на карте мелкие цифры): 1 - Нижнечутинское; 2 - Чибьюское;3- Водный Промысел; 4 - Ярегское; 5- Нямедовское; 6 - Куш-Коджская; 7 - Северо-Седьиольское; 8 - Седьиольское; 9 - Роздинское; 10 - Западно-Изкосьгоринское; 11 - Авювинское; 12- Лемыо-Ираельское; 13 - Исаковское; 14 - Мичаюское; 19 - Кыкаельское; [1]

В тектоническом отношении Тимано-Печорскую платформу, возможно, правильнее называть Печорско-Баренцевоморской платформой, так как ее северо-западная половина расположена в пределах акватории Баренцева моря.

В фундаменте Тимано-Печорской платформы различаются три вещественно-тектонических комплекса. Наиболее древний из них параллелизуется с карелидами и представлен высокометаморфизованными породами, расположен на больших глубинах, где по данным геофизики прослеживается в пределах всей Тимано-Печорской платформы. Его поверхность залегает на глубинах от 6,2-6,4 до 10-13 км. О внутреннем строении этого комплекса данные отсутствуют. На нем в юго-западной части залегает тиманский комплекс, который выходит на поверхность фундамента. Его поле распространения соответствует полю распространения Тиманской складчатой системы. Внизу это аналоги кислоручейской свиты, формировавшейся на ранней стадии развития Тиманской геосинклинальной системы; выше расположена седьвожская свита, которую можно отнести к средней стадии; завершается разрез седуяхинской свитой, отвечающей поздней (орогенной) стадии тиманид. К тиманскому вещественно-тектоническому комплексу, кроме того, условно относятся биотитовые и амфибол-биотитовые граниты и гранодиориты чаркаюского комплекса, а также двуслюдяные граниты, сходные с гранитами нижнеомринского комплекса.

Тиманской складчатой системе свойственна линейная зональность, ориентированная в северо-западном направлении. Отложения смяты в складки в основном северо-западного простирания. С востока и северо-востока Тиманская складчатая система ограничена Илыч-Чикшинской зоной разломов, которая на участке от р. Лыжа до района Мутного Материка, вероятно, перекрыта более поздним Припечорским надвигом (или взбросо-надвигом). Далее к северо-северо-западу граница тиманид проходит по разлому вблизи скважин Малолебединская и Дзелядевская. По этой системе разломов Тиманская складчатая система граничит с частично наложенной на нее Древнеуральской складчатой системой. Часть Древнеуральской системы, распространенную в фундаменте большеземельской части Тимано-Печорской платформы, многие геологи называют Большеземельской складчатой областью.

Древнеуральский вещественно-тектонический комплекс в составе фундамента Тимано-Печорской платформы распространен в северо-восточной (большеземельской) ее части. Нижняя граница и нижняя часть его разреза здесь не известны. Разрез принадлежащих к нему отложений, выходящих на поверхность фундамента, по данным геофизики и результатам бурения начинается со среднешапкинской свиты, пользующейся наиболее широким распространением, параллелизуемой с мороинской свитой Урала. Выше лежит возейская свита, сопоставляемая с саблегорской свитой Урала. Судя по составу содержащихся в этих свитах вулканогенных пород и флишоидному характеру осадочных отложений, их формирование происходило на средней стадии развития древних уралид. Завершается разрез древнеуральского комплекса сандивейской свитой, рассматриваемой в качестве вулканогенно-осадочной молассы, параллелизуемой с лаптопайской свитой Урала. В ней местами присутствуют щелочные вулканиты. С древнеуральским комплексом территориально связаны интрузии биотитовых и мусковитах калиевых и калий-натриевых гранитов. Однако определения их абсолютного возраста отсутствуют. Во всяком случае их возраст докембрийский, так как они по данным бурения не проникают в чехол Тимано-Печорской платформы. Нет также сведений об их соотношении с сандивейской свитой.

Все отложения, принадлежащие к древнеуральскому вещественно-тектоническому комплексу, смяты в складки северо-северо-западного простирания, к югу переходящего в субмеридиональное. В скважинах фиксируются падения пород от 30 до 60°. Большеземельская часть Древнеуральской системы делится на продольные по отношению к ее простиранию зоны. С запада на восток это Печоро-Колвинская зона, подразделяемая на Илыч-Чикшинскую, Денисовскую и Колвинскую подзоны, Большеземельская зона (некоторыми геологами называемая сводом) и Варандей-Адзьвинская зона.

Разрывные нарушения здесь либо возникли уже в платформенный период развития, либо имеют древнее заложение, но обновлены в палеозое-мезозое. Зональность большеземельской части древних уралид разработана слабо. Перечисленные зоны по геофизическим данным прослеживаются на юг-юго-восток под Предуральским передовым прогибом.

Рельеф поверхности фундамента весьма сложен и пока слабо изучен. О его морфологии приходится судить в основном по расчетным геофизическим и по немногочисленным буровым данным. Поверхность фундамента залегает на разных глубинах: от 3 км в Ижемской зоне до 9 км и более в Колвинской подзоне. Предполагается, что поверхность фундамента осложнена крутыми уступами, так как рассечена палеозойско-мезозойскими разломами, амплитуда перемещения по которым (по построению) иногда достигает 3-4 км. И только на самом Тимане фундамент выходит на дневную поверхность.

О мощности образований, принадлежащих к байкальской части фундамента, существуют разные мнения. Формально по геофизическим данным мощность байкалид колеблется от 3 до 5 км и иногда (в большеземельской части) сокращается до 2 и даже до 0,5 км.

Чехол в пределах Тимано-Печорской платформы пользуется сплошным распространением и характеризуется значительной мощностью - от 3,5 до 9,0 км.

По структурным признакам в чехле Тимано-Печорской платформы различаются Ижма-Печорская мегавпадина, Денисовский прогиб, Колвинский мегавал, Хорейверская впадина и Варандей-Адзьвинская зона, которые в свою очередь подразделяются на валы, впадины, прогибы, седловины и ступени. Внутри их по разным горизонтам чехла выделяются многочисленные локальные положительные, часто нефтегазоносные, структуры, часть которых располагается над рифовыми постройками. Отрицательные локальные структуры изучены намного слабее.

Ижма-Печорская впадина характеризуется субгоризонтальным залеганием пород, преобладанием раскрытых осложняющих ее структур и слабой их выраженностью, а также совпадением структурных планов по всем структурным ярусам и по поверхности фундамента. Для Лузской и Лемьюской осложняющих ее ступеней характерны локальные структуры, связанные с зонами позднедевонских рифов.

Печоро-Кожвинский мегавал, Денисовский прогиб и Колвинский вал некоторыми геологами объединяются в Печоро-Колвинский авлакоген, который по поверхности фундамента и по подошве доманиковых отложений якобы представляет собой единый грабенообразный прогиб, осложненный более мелкими грабенами и горстообразными выступами и ограниченный крупноамплитудными Припечорским и Восточно-Колвинским разломами.

Месторождение им А.Титова расположено в пределах Хорейверской впадины, которая характеризуется сокращенным разрезом отложений чехла и сводообразным выступом поверхности фундамента. Как отрицательная структура она, начав формироваться в ранней Перми, оформилась лишь к концу триаса. Структуры, осложняющие ее в северной части, выделяются по подошве доманиковых отложений, а в южной выражены и в рельефе поверхности фундамента.

Варандей-Адзьвинская зона территориально совпадает с одноименной зоной фундамента. В пределах зоны в чехле различаются два узких приразломных вала - Сорокина и Гамбурцева и две впадины - Мореюская и Верхнеадзьвинская. Поверхность фундамента под всей зоной расположена на 1,5-2,5 км ниже, чем в Хорейверской впадине. Валы сформировались в позднем триасе-начале юры над разломами глубинного заложения. Вал Сорокина состоит из ряда мелких положительных структур, разделенных седловинами; к югу он погружается, вал Гамбурцева является линейным привзбросовым горстом, разбитым поперечными разломами на несколько клиновидных блоков. Впадины представляют собой корытообразные отрицательные структуры с крутыми восточными и более пологими западными бортами. [1]

4. Полезные ископаемые

Горючие полезные ископаемые. Месторождения нефти и горючего газа связанны с пластами карбонатов в живетских и особенно нижнефранских отложениях.

Особенно перспективна южная часть Печорской низменности, ближе к Тиману. Здесь получены высокодебитные нефтяные фонтаны.

Перспективными считались пласты сапропелевых и гумусовых углей мощностью до 1-2 метров во франских отложениях западного склона северного Тимана (р. Волонга); на них велись разведочные работы, но они не дали результатов.

Горючие сланцы широко распространенны, высокого качества и встречены как в верхнедевонских, так и верхнеюрских отложениях.

Нерудные полезные ископаемые. Представлена: барит, исландский шпат, гипс каменная соль, строительные материалы. [2]

5. Общая характеристика месторождения

месторождение стратиграфия тектоника нефть

Месторождение расположено в северо-восточной части Хорейверской впадины, открыто в 1987 году скважиной 20.

Промышленные притоки получены из карбонатных коллекторов терригенно-карбонатных отложений нижнего девона, которые экранируются кыновско-саргаевской глинисто-карбонатной покрышкой верхнего девона. Выявлены три залежи нефти (D-I, D₁-II, D₁-III). По величине извлекаемых запасов категории C оно относится к категории крупных; по подготовленности запасов к освоению находится на стадии разведки в нераспределенном фонде недр.

В настоящее время на месторождении пробурено 28 скважин, в т.ч. 14 поисковых и 14 разведочных. Девятнадцать скважин вскрыли продуктивные отложения: в четырнадцати из них получены промышленные притоки нефти.

В скважине 20 из отложений нижнего девона D-I при опробовании интервала 3923-3968 м ИП КИИ-146 за 50 минут стояния при депрессии 15,3 мПа получено 16,9 м ³ разгазированной нефти.

При испытании скважины 20 в эксплуатационной колонне, в интервале 3918-3945 м был получен фонтанный приток нефти дебитом 630 м/сут.; штуцер 12 мм.. С мая 1987 г. по июнь 1988 г. после отбора 7100 м ³ нефти пластовое давление снизилось с 44,2 до; 39,9 мПа... Градиент пластового давления снизился с 0,118 до 0,106 мПа. Скважина работала высокопродуктивно весь период опытной эксплуатации. Отмечался быстрый выход на режим и почти мгновенное восстановление давления Ртр=8,5, Рзтр=8,2 мПа.

Всего за период с 1987 год по 1991 г. было отобрано 13670 м ³ нефти. Нефть легкая, плотность в пределах от 0,83 до 0,86 %, малосернистая: содержание серы 4,16 - 0,53 %, смолистая: содержание смол до 8 %.

Месторождение является многопластовым, сложным по типам экранирования, с трещинно-поровым коллектором.

5.1 Описание залежей

Особенностью месторождений нефти и газа, открытых в силурийско-девонских отложениях, к которым относится и месторождение им. А.Титова, является сложное строение залежей на фоне внешне простой морфоструктуры вмещающих пород. Большинство залежей относится к пластовым, стратиграфически и литологически экранированным, когда основным их показателем служит параметр "коллектор-неколлектор". Неравномерное распределение карбонатного коллектора по площади и в объеме каждого продуктивного горизонта определяет характер его нефтегазонасыщения. Распределения по площади продуктивных и непродуктивных участков выглядит довольно мозаично, значительно варьируют величина заполнения продуктивного горизонта флюидам, иногда существенно различаются уровни газонефтяных (ГНК), газоводяных(ГВК) и водонефтяных контактов (ВНК) в отдельных частях единой залежи и другое. Эти особенности месторождений рассматриваемой территории весьма осложняют их поиски и разведку (В.Б. Арчегов, Э.А. Базанов, 2000).

Характерным для карбонатных толщ, является сплошная и очень неравномерная нефтенасыщенность, обусловленная трещиноватостью карбонатных пород. Интенсивность нефтенасыщения тесно связана с пористостью и проницаемостью (поровой и трещинной). Вмещающие порово-проницаемые зоны низкопористых пород, нередко также оказываются продуктивными. Для таких интервалов разреза обычно малые, но продолжительные по времени притоки. Известны крупные залежи нефти, приуроченные исключительно к низкопористым породам, как, например, верхнемеловые залежи Восточного Предкавказья, пермо-карбоновая залежь месторождения Тенгиз в Прикаспийской впадине и другие. (Л.П. Гмид,1991).

В качестве признаков, позволяющих детализировать или дополнить традиционное описание геологической модели нефтегазового объекта, находящегося в сложных коллекторах, необходимо провести анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород коллекторов.

Залежь "Д ₁-I".

Приурочена к нижней части нижнедевонских отложений. Залежь является наиболее распространенной по площади, вскрыта и опробована в скважинах №№ 2, 3, 9, 10, 16, 20, 35, 39, 41, 42, 43, 70, 77, 79. В скважинах № 47, 71, 72, 74, 34 пласт, к которому приурочена залежь "Д ₁-I" является водонасыщенным. Притоки нефти получены из всех скважин, находящихся в контуре нефтеносности, в открытом стволе расчетными дебитами от 8,2 м ³/с (скв. № 70) до 850 м ³/с (скв. № 2), в колонне дебитами от 16,63 м ³/с на Нсрд.=1022 м (скв. № 42) до 405 м ³/с через штуцер 7 мм (скв. № 20). В скважинах № 77, 79 получены притоки нефти в открытом стволе расчетными дебитами 150 м ³/с (скв. № 77) и 39.6 м ³/с (скв. № 79). В скв. № 34 верхняя часть продуктивного пласта отсутствует, а нижняя часть непроницаема, что подтверждено результатами испытания в интервалах: 4002-4062 м (абс.отм. -3831.7- -3891.7), 3978-4062 м (абс. отм. -3807.7 - -3891.7) - при депрессии 271-279 кгс/см ² за 40-60 мин. притока не получено, поэтому по середине расстояния между скв. № 34 и скв. № 42 проводится условная граница распространения коллектора пласта Д ₁-I.

Коллектор сложен слабоизвестковистыми, реликтово-органогенными доломитами, коричневато-серыми и коричневыми от нефтенасыщения. Коэффициент пористости: 11,0 - 15,3 %, коэффициент проницаемости: 0.63 - 2.5 мД.

Плотность нефти 0,834 г/см ³, объемный коэффициент 1.165 - принят по результатам исследования глубинных проб нефти, отобранных из скв. №№ 2, 20, 43, 70, 9, 16, 10.

Залежь "Д ₁-II".

Залежь "Д ₁-II" приурочена к карбонатной пачке, залегающей над залежью "Д ₁-I". Западная граница распространения пачки сдвигается на северо-восток, по сравнению с пластом залежи "Д ₁-I".

Коллекторы распространены только в восточной части структуры и выделяются по материалам ГИС в скважинах №№ 16, 41, 42, 3, 70, 74, 71 и имеют наибольшую эффективную нефтенасыщенную мощность 20,8 м в скв. №71. Коэффициент пористости: 10,6%.

В скважинах №№ 3, 41, 42, 71 получены промышленные притоки нефти в колонне дебитами от 15.8 м ³/сут на Hср.д.=1537 м или 2 м ³/сут переливом (скв. № 71) до 89.47 м ³/сут на Hср. д.= 917.5 м (скв. № 41). В скважине №71 вскрыт ВНК на отметке - 3906 м (см. выше в залежи "Д ₁-I"). Структурная карта построена по кровле проницаемого пласта и его аналога, так как залежь литологически ограничена по площади.

Коллектор представлен вторичными доломитами, тонкозернистыми, глинистыми, с единичными обломками органики, трещиноватыми, прослоями кавернозными.

Плотность нефти по результатам определений поверхностных проб 0.858 г/см ³, объемный коэффициент принимаем по результатам исследования глубинных проб нефти в залежи "Д ₁-I" - 1.165.

Залежь "Д ₁-III".

Залежь "Д ₁-III" вскрыта скважинами №№47, 71, в которых представлен наиболее полный разрез нижнедевонских отложений. Залежь характеризуется ограниченным распространением по площади и низкими коллекторскими свойствами.

В скважине № 47 получен приток нефти дебитом 7.0 м ³/сут на Нср.д.=2455 м, в скважине № 71 - 6.8 м ³/сут на Нср.д.=2238 м.

Границы залежи проведены по середине расстояния между скважинами №№47 и 71 и соседними скважинами. На западе залежь ограничивается линией выклинивания продуктивного пласта, на востоке ВНК определен на отметке - 3906 м.

Коллектор представлен плотными разностями вторичных перекристаллизованных органогенно-детритовых доломитов. Коэффициент пористости: 8,6 - 12,2 %. Коэффициент проницаемости: 0,5 - 10,9 мД, плотность нефти определена по результатам исследования поверхностных проб - 0.863 г/см ³.

5.2 Анализ фильтрационно-емкостных свойств

Тенденции изменения коэффициентов пористости и проницаемости в разрезе нижнего девона и продуктивных пластов показаны на рис 2.1, рис 2.2. Емкость меняется в пределах 0,3-16 %, коэффициент фильтрации матрицы от 0,01 до 40 мД, трещинная проницаемость в основном от 0,8 до 10 мД, в единичных образцах она превышает 100 мД.

Рис. 2.1. Распределение пористости по керну в продуктивных пластах нижнего девона (месторождение им. А. Титова).

Как видно из таблицы 2.1, освещенность керном продуктивных пластов (вынос керна, отнесенный к общей толщине) составляет: "Д ₁-I"- 27.5%, "Д ₁-I" - 23.6 %, "Д ₁-III"-58%, в связи с чем, основная масса образцов характеризует плотные разности пород. Поровый коллектор охарактеризован в пластах "Д ₁-I" (скв. № 42) и "Д ₁-III" (скв. № 71).

Сведения о толщинах и освещенности керном продуктивных пластов "D₁-III", "D₁-II" и "D₁-I"

В пласте "Д ₁-I" коллектор сложен слабоизвестковистым реликтово-органогенным доломитом, тонкопористым, трещиноватым, крепким, с нечеткой горизонтальной и волнистой слоистостью. Вся порода по трещинам и порам насыщена нефтью. В шлифах доломит с реликтами, межзерновые поры различной открытости, имеют остроугольные очертания.

Коллектор пласта "Д ₁-III" сложен вторичным доломитом, разнозернистым перекристаллизованным, с редкими, в основном горизонтальными, трещинами. Под микроскопом на участках перекристаллизации доломит пигментирован битумом, многочисленные стилолиты, а также трещинки затухают в пределах шлифа. Поры развиты на участках перекристаллизации, закрытые и открытые - щелевидные изометрические. Фильтрационно-емкостные коэффициенты изменяются в пределах 8,6-12,2 % и 0,5-10,9 мД.

Полученные данные свидетельствуют о том, что карбонатный коллектор имеет невысокие показатели коэффициентов пористости и проницаемости. Это характерно для данного типа коллектора. Однако на некоторых участках продуктивных пластов получены большие притоки нефти, что может быть следствием повышения трещиноватости пород. В этом случае уже трещины несут на себе большую фильтрационно-миграционную нагрузку. На увеличение трещиноватости могут повлиять дизъюнктивные нарушения, так как открытая трещиноватость в приразломных зонах примерно в 2 - 3 раза превышает фоновую. На схематическом разрезе нефтепродуктивных отложений по линии II - II показано, что из залежи Д ₁-I, в скв. 77 получен приток нефти 150 м ³/сут из скв. 47 до 215 м ³/сут, в скв 16 - 67 м ³/сут; все они находятся в близи разрывных нарушений. В скважине 43 получен приток достигающий отметки 566 м ³/сут. При коэффициенте пористости 11 - 15 % и проницаемости 0,63 - 10,9 мД. На разрезе по линии III - III видно, что этот участок так же относится к приразломной зоне. Все это говорит о повышении трещинной проницаемости пластов в близи разломных зон.

Немаловажным фактором в увеличении фильтрационно-емкостных свойств коллекторов послужил процесс доломитизации известняка. Сущность процесса заключается в превращении известняка СаСО ₃ в доломит СаМg(CO₃), причем объем породы сокращается на 12 %. Если такое превращение происходит после затвердевания породы, то образуются многочисленные трещины.

Повышению фильтрационно-емкостных свойств карбонатного коллектора способствовали и происходящие в нем вторичные процессы: перекристаллизация доломита (залежь Д 1-I), выщелачивание с образованием вторичной пористости (с этим связана кавернозность доломита, наблюдаемая в залежи Д 1-II).

Можно сделать вывод, что именно трещинная проницаемость и вторичная пористость несут большую фильтрационно-миграционную нагрузку для продуктивных пластов месторождения им. А.Титова. Подтверждение тому на рис.2.2. проницаемости показано распределение пористости и проницаемости коллектора. Анализ этих данных показывает, что проницаемость матричная заметно меньше трещинной, и повышенные показатели и их частота встречаемости присущи проницаемости трещинной.