авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 24 | 25 || 27 | 28 |   ...   | 30 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального об- разования Ухтинский государственный ...»

-- [ Страница 26 ] --

Войвожского месторождения газа и нефти А – структурная карта подошвы III пласта, б – структурная карта кровли I а пласта, 1 – кон тур газоносности, 2 – тектонические нарушения, 3 – песчаная зона I г пласта, 4 – нефть, 5 – газ, 6 – вода, 7 – известняки Минерально-сырьевые ресурсы Расположено месторождение к юго-востоку от Ухты и приурочено к одноименной ан тиклинальной складке, сочленяющейся на северо-западе с Седьиольской складкой. В осно вании девонских отложений выделяется III пласт эйфельского яруса среднего девона, залегающий с угловым и стратиграфическим несогласием на красноцветных песчано глинистых отложениях тремадокского и аренигского ярусов ордовика. Песчаники III пласта перекрыты пачкой карбонатных и глинисто-карбонатных пород II пласта с прослоями глин.

На эродированной поверхности известняков II пласта залегают линзовидные песчано алевритовые тела живетского яруса или глинисто-алевролитовые породы с прослоями песча ников джьерского горизонта.

Войвожская брахиантиклиналь протягивается с северо-запада на юго-восток и имеет отчетливую форму. Углы падения слоев на крыльях порядка 3-4, ось складки полого погру жается на юго-восток под углом около 35. На северо-западе Войвожская структура кулисо образно сочленяется с Седьиольской. На погружении восточного крыла бурением выявлен региональный сброс, названный также Войвожским. На Войвожской площади сброс имеет амплитуду до 70 м. Основные запасы газа на Войвожском месторождении приурочены к ба зальным песчаникам III пласта, сравнительно крупная газонефтяная залежь содержится в песчаниках Iг пласта (аналог распространенного восточнее Iв пласта) живетского яруса сред него девона и сравнительно небольшие залежи газа выявлены в мелких линзовидных про слоях песчаников и алевролитов Iб и Iа пластов джьерского горизонта. III пласт имеет мощность 15-20 м и сложен кварцевыми разнозернистыми песчаниками, разделенными гли нистыми пропластками. Песчаники обладают высокими коллекторскими свойствами: порис тость - до 28% при средней 20% и проницаемость до нескольких дарси. Газовая залежь этажом около 50 м подстилается оторочкой из тяжелой нефти мощностью до 10 м. Водонеф тяной и нефтегазовый контакты газовой залежи в III пласте месторождения расположены на 555-565 м, т. е. на тех же отметках, что и на Седьиольском месторождении.

Особый интерес на Войвоже представляет нефтяная залежь в пласте Iг живетского яруса. В плане пласт Iг представляет собой извилистую рукавообразную полосу шириной от 500 до 1200 м. В поперечном разрезе пласт имеет форму линзы с прогнутым основанием и плоской кровлей. В основании пласта находятся гравелиты и крупнозернистые песчаники с мелкой кварцевой галькой. Мощность пласта от 0 до 20 м. Пористость по отдельным уча сткам достигает 30-35% при средней порядка 20%, проницаемость достигает местами 7600 мД при средних значениях около 1400 мД. В присводовой части восточного крыла структуры в песчаниках Iг пласта располагалась газовая шапка, переходящая к южной перик линали в залежь нефти, обогащенной керосино-лигроиновыми фракциями (0,854 0,857 г/см3). Дебиты скважин превышали 120 т/сутки при начальном пластовом давлении 64 кгс/см2. Следует отметить, что Войвожская залежь Iг пласта была первой в Республике Коми и в целом в стране крупной залежью легкой нефти в девонских отложениях. Джьер ский горизонт представлен глинами и алевритами с линзовидными телами песчаников мощ ностью от 1 м до 3,5 м, обладающих достаточно высокой пористостью (10-15%). С указанными песчаниками связаны небольшие газонефтяные залежи. Всего с начала разра ботки на месторождении добыто около 7 млрд. м3 газа и 1,8 млн. т нефти. Месторождение находится в разработке.

Зеленецкое газовое месторождение открыто в 1969 г. Газовая залежь находится в песчаниках кыновского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона на глубине от 600 до 700 м. В газе отмечено повышенное содержание гелия. На месторождении пробурена 21 скважина общим метражом 16,3 тыс. м. В настоящее время месторождение находится в консервации.

Леккемское (Западно-Нямедское) газовое месторождение открыто в 1959 г. колонко выми скважинами №804 и №802. В следующем году разведка бурением была закончена. В афонинском горизонте живетского яруса в терригенных коллекторах была выявлена залежь гелиеносного газа, контролируемая узким структурным выступом и линией выклинивания III пласта эйфельского яруса среднего девона. Залежь имеет весьма ограниченные размеры.

Минерально-сырьевые ресурсы Месторождение признано непромышленным.

Чернореченское газовое месторождение установлено в 1960 г. скважиной №813, про буренной в полосе выклинивания среднедевонских отложений. Из пластов Iа и Iб пашийского горизонта верхнего девона получен газ дебитом 57,8 тыс. м3/сутки.

Глубина до кровли песчаного коллектора составила 890 м, размеры литолого стратиграфической залежи составляют 6х10 км. Газ состоит на 86,1% из метана, на 5,1% из тяжелых углеводородных газов, на 8,8% из азота и инертных газов и содержит 0,312 % гелия.

В период 1959-1961 гг. на Чернореченской площади пробурено пять скважин и в конце 60х годов - еще четыре скважины, а общий объем бурения составил 8234 м.

В результате работ на фоне моноклинального падения пластов установлен небольшой структурный выступ. В его пределах в 1968 г. скважиной №843 через 5 мм диафрагмами по лучен приток газа дебитом 7,6 тыс. м3/сутки. Продуктивными оказались лишь две скважины (№813 и №843). В остальных скважинах продуктивные пласты либо выклиниваются, либо обводнены. Запасы газа месторождения оценены как балансовые в количестве 126 млн.м3.

Перспективы нефтегазоносности Восточно-Тиманской области Из характеристики отдельных месторождений Тимана устанавливается, что нефтега зоносность тиманского разреза связана с терригенными отложениями среднего и верхнего девона (III, II, Iа, Iб, Iв, Iг пласты) и метаморфическим комплексом рифей-вендских пород фундамента.

Проблема нефтегазоносности верхнедокембрийских пород Тимана до сих пор остает ся дискуссионной. Многие ученые выступают с позиций полного отрицания возможности открытия скоплений УВ в его древних толщах. Эти оценки, так же как и более оптимистич ные, основываются на исключительно бедном фактическом материале, что обусловлено низ кой геолого-геофизической изученностью докембрийских образований.

Наиболее изученной с точки зрения нефтегазоносности метаморфического фундамен та является Ухтинская складка. На этой складке нефтегазопроявления в фундаменте широко распространены и достаточно широко известны. На бывшем «Водном промысле», где добыва ли в 40-е годы радиоактивную воду бурились многочисленные скважины (общим числом око ло 400) по густой сетке (200 х 200 м;

200 х 500 м). Фундамент вскрывался на глубину 200 – 400 м от кровли со сплошным отбором керна. Были встречены многочисленные нефтегазо проявления. Преимушественно нефтегазопроявления выражены в виде примазок густой неф ти по трещинам, встречаются примазки «отвердевшей» нефти по трещинам, примазки и включения асфальтита и твердого битума. Следует отметить, что в породах сильно развита трещиноватость преимущественно северо-западного простирания. Часть трещин заполнена кальцитом, кварцем, халькопиритом, являющимися, очевидно, гидротермальными образова ниями. Большинство трещин заполнено водой. Нефтегазопроявления встречены как в тре щинах с минеральным заполнением, так и в открытых. Кроме нефтегазопроявлений, приуроченных к трещинам, в нескольких скважинах (№ 408, 28, 7, 304, 203, 428, 429, 4к) встречены кварцитовидные песчаники, пропитанные или насыщенные нефтью и приурочен ные, обычно, к кровле фундамента. Так, в скв. 7, по описанию И. Н. Стрижова и С. М. Войнова (1936 г.) кровля метаморфических пород фундамента вскрыта на глубине 64 м, а в интервале 64-68 м залегают темно-серые сланцы с тонкими пропластками пропи танных нефтью песчаников. В интервале 70-72,5 м – темно-серый сланец с прослойками «би туминозного» песчаника;

72,5-73,1 м – песчаник сильно пропитанный нефтью;

76,3-79,4 м – сланец с тонкими прослоями битуминозного песчаника;

238,4-249 м – синевато-серый квар цит, местами битуминозный. В остальных скважинах песчаники, пританные нефтью, так же встречены близ кровли фундамента.

В скважине Воронова, пробуренной в 1905 г., интенсивные нефтепроявления в квар цитовидных песчаниках привели к ложному заключению, что вскрыт девонский нефтенос ный пласт, в то время как III пласт выклинивается в 1,5 км западнее этой скважины. В Минерально-сырьевые ресурсы скв. 247 по описанию В. А. Калюжного, нефть поступала из трещин метаморфических сланцев с таким напором, что прекращалось поступление воды в скважину. Удельный вес нефти 0,9522.

Обычно нефтегазопроявления в стволах скважин рифейского разреза Ярегского ме сторождения немногочисленны и встречаются обычно в 3-4 местах. Наиболее многочислен ные нефтегазопроявления встречены в скв. 430 (в 12 местах), 11 (в 14 местах), 27 (в местах), 128 (в 21 месте), 241 (в 9 местах) 242 (в 9 местах) 246 (в 8 местах). Преобладающее большинство нефтегазопроявлений выражено в виде примазок нефти по трещинам или выте кающей из трещин нефти, но в двух скважинах (№ 59, 247) встречены весьма интенсивные нефтепроявления. В скв. 59 по описанию И. Н. Стрижова трещины в кварцитах фундамента заполнены «нефтью и газом, и водой, и газом». Нефть продолжала вытекать с водой при уг лублении скважины до 100 м от кровли фундамента.

В ряде случаев установлена пропитанность метаморфических сланцев нефтью. Так в скв. 203 Ярегского месторождения в первичном описании керна отмечается, что при нагре вании сланца рукой выступали нефтяные пятна. В. А. Калюжным отмечается, что битуми нозные метаморфические сланцы встреались в скв. 304, 308, 310, 317, 345. Им же отмечались случаи выделения капелек нефти из капиллярных пор сланцев при разломе образца. По дан ным А. В. Кулевского, в скв. 3 Ярега химанализ керна сланцев с глубины 249,2 м (в 100 м ниже кровли фундамента) показал содержание битума 1,8%. Таким образом нефтегазопрояв ления в фундаменте имеют разнообразный характер. По подсчетам В. А. Калюжного, 42% всех нефтепроявлений приурочены к зоне 0-25 м от кровли фундамента, остальные встрече ны в 150-300 м от кровли метаморфических сланцев. В распространении включений твердых битумов в породах фундамента (включения приурочены к трещинам), наблюдается, по дан ным В. А. Каюжного, следующая закономерность – включения твердых битумов более часты в удалении от кровли фундамента.

Газопроявления фундамента не менее многочисленны, чем нефтепроявления. Воды фундамента в пределах Ухтинской складки насыщены углеводородным и углекислым газа ми. На всех участках, где производилась эксплуатация минерализованных вод фундамента вода фонтанировала благодаря растворенному в ней газу. Вода обычно шла белой пенистой струей от обилия в ней газа. По подсчету И. Н. Стрижова, газовый фактор составлял 1 м3 газа на 1 м3 воды, что при существующих давлениях и температуре соответствует полному на сыщению воды газом. Из подземной разведочной скважины №3 при абсолютной отметке за боя скважины 180-190 м (при абсолютной отметке ВНК залежи нефти в III пласте, залегающем на фундаменте – 55-60 м) из скважины фонтанировала газированная вода. На блюдался выброс свободного углеводородного газа с 32 м от кровли фундамента, т. е с абсо лютной отметки 180 м из-под графито-слюдистых сланцев. Многочисленные скопления свободного углеволородного газа (в основном метана) были обнаружены при бурении сква жин в пределах Ценрального участка Водного промысла, что очевидно, объясняется наибо лее высоким гипсометрическим положением этого участка в пределах Ухтинской складки.

Здесь после значительной дегазации месторождения фонтанирование скважин прекратилось.

Средний состав свободных газов в фундаменте, по данным В. А. Евдокимова, следующий:

СО2 – 0,8-2,6 %;

СН4 – 93-97%;

гомологи метана – 0,2-0,4%, инертные 1,8-3,9%. Содержание гелия составляет 0,02-0,238%. Состав газа в различных скважинах не испытывает сущест венных колебаний. Среди растворенных в воде газов, по данным В. А. Евдокимова преобла дает углекислый газ над метаном (Г. И. Третьяков, 1965).

На юго-восточном погружении Ухта-Ижемского вала, в скв. 2/33, расположенной в 100 км к юго-востоку от Ярегского месторождения, так же были встречены газопроявления в фундаменте. Абсолютная отметка фундамента в этой скважине – 244 м. Газопроявления, по описанию, приведенному в работе В. А. Калюжного, заключались в слабом выделении газа и загазированности бурового раствора при бурении метаморфических сланцев вплоть до окон чания бурения (глубина забоя 762 м, абсолютная отметка – 600 м).

По данным И. Н. Стрижова при испытании скважины из метаморфических сланцев получено 10 м3/сутки воды. Было определено, что в 1 м3 воды растворено 1 м3 метана. Состав газа выделявшегося Минерально-сырьевые ресурсы из воды следующий: СО2 – 0,11%, углеводородных – 90,8%, N + инертные – 9%. На запад ном склоне Ухта-Ижемского вала, в 5-10 км северо-западнее Ярегского месторождения по данным К. Х. Музафарова и Ф. М. Хамяляйнена так же наблюдались газопроявления в фун даменте. Кровля фундамента вскрыта здесь на абсолютных отметках 140-150 м, т. е. в 190 200 м ниже, чем в наиболее приподнятой части вала – на Центральном участке Водного про мысла. В скв. 1т при бурении в метаморфических сланцах в буровой раствор поступало зна чительное количество углеводородного газа, преимущественно метана – до 3-4 см3 на 1 литр раствора. Анализ образцов керна метаморфических сланцев показал, что в них содержится углеводородный газ. В скв. 5т была отобрана проба воды метаморфических сланцев. Анализ ее показал, что она до предела насыщена газом. Проба была взята с глубины 327 м, СН4 – 92,2%, N – 5,79%, Н2 – 1,2%, СО2 – 0,4%, С2Н6 – 0,2%, С3Н8 – 0,1%, Не – 0,072%. Таким об разом, совершенно четко выявляется газонасыщение вод фундамента Ухтинской складки.

Ярегское месторождение является одним из самых старых в Тимано-Печорской неф тегазоносной провинции и после его открытия в 1932 г. было высказано много взглядов о его происхождении.

В 1933-1936 г.г. Н. Н. Тихонович высказал предположение, что Ярегская залежь явля ется местным образованием.

В 1939 г. И. Н. Стрижов выступил с гипотезой, заключающейся в том, что нефтемате ринскими породами III пласта являются метаморфические сланцы фундамента. Он описыва ет различные виды нефтепроявлений в фундаменте, в том числе в жеодах, окруженных кальцитом и в сплошной массе сланцев, удаленных от трещин. «Самый вид керна сланцев, пропитанных нефтью, показывает, что нефть родилась в этой породе, а не спустилась в нее сверху», пишет он. Он предполагал, что после возникновения кливажа часть нефти из пес чаников метаморфической толщи перешла в трещины. Наблюдая песчаники метаморфиче ской толщи, пропитанные нефтью, он считал, что они не превратились в кварциты, потому, что были насыщены нефтью. По его предположению нефть по сбросовым трещинам переходила из сланцев в III пласт при его отложении. Газ и легкие фракции при этом уходили в атмосферу.

В 1942 г. В. А. Калюжный высказал предположение, что нефть III пласта мигрировала из Печорской впадины. Сходное предположение высказал в 1947 г. А. Я. Кремс. Объясняя нефтегазопроявления в породах фундамента в осевой части Ухта-Ижемского вала (район Водного промысла) он считал, что нефть и газ мигрировали туда из III пласта.

В 1951 г. Н. А. Кудрявцев объяснял происхождение нефти в III пласте Ярегского ме сторождения миграцией ее из магматического очага. Газопроявления в фундаменте в скв. № 2/33 и на Водном промысле он так же объяснял глубинным происхождением газа.

А. И. Ечеистов в 1956 г. высказал предположение сходное с идеями. А. Я. Кремса и В. А. Калюжного о миграции нефти в Ярегское месторождение из Печорской впадины. При этом он считал, что при замене радиоактивной воды нефтью, последняя при воздействии ра диоактивных элементов окислялась и утяжелялась. Газ, по его предположению и сейчас про должает поступать из месторождений Верхнее-Ижемского района.

З. И. Цзю (1963 г.) считал, что часть нефти и газа образовались в Ярегской мульде, часть мигрировала из Печорской депрессии в триасовое время.

По мнению Г. И. Третьякова (1965 г.), следует подразделять происхождение нефти и газа ярегского месторождения, а так же происхождение нефте- и газопроявлений в фунда менте, т. к. оно может быть различным.

Говоря о происхождении нефти нельзя забывать о ее свойствах, а именно – наличии пленочной и поровой нефти, образовании на пленках нефти твердой корочки из адсорбиро ванных мелких частиц песка и глины, безводности песчаника, насыщенного нефтью (всего 0,83% воды вместо обычных 15-20%), так как по этим свойствам можно судить об условиях образования нефти. Пленочный характер основной части нефти, образование на пленках ко рочек из адсорбированных частичек песка и глины, может свидетельствовать о том, что нефть отлагалась совместно с песком. При этом она обволакивала песчинки пленками, а на пленках адсорбировались из воды мелкие частички песка и глины. Безводность нефтегазо Минерально-сырьевые ресурсы носного песчаника может возникнуть в двух случаях – если песок смачивается раньше неф тью, чем водой, или если нефть заполняет газонасыщенный песчаник. В последнем случае могут образоваться безводные залежи.

Возможно, что пленочная нефть отложилась одновременно с песком. Нефть, запол няющая поры песчаника пришла позже. Об разновремнности их образования в какой-то сте пени свидетельствует, согласно Т. Г. Карасик (1961), более окисленный характер пленочной нефти по сравнению с поровой. В отношении источника пленочной нефти, видимо, следует считать, что она пришла из пород фундамента. Как выше отмечалось под антиклинальной складкой по девонским слоям на участке Ярегского месторождения залегает антиклинальная складка, сложенная породами фундамента. В этой антиклинальной складке в рифейское вре мя, видимо, образовалось месторождение нефти.

Наличие твердых битумов обломочного характера в III пласте Ярегского месторожде ния свидетельствует о том, что в породах фундамента ко времени образования III пласта бы ла не только нефть, но и твердые битумы, обломки которых отлагались в III пласте.

Нефтепроявления в фундаменте Центрального и Ярегского участков Водного промысла невозможно объяснить миграцией нефти из III пласта. На Ярегском участке нефтепроявления в фундаменте встречаются на абсолютных отметках до -327 м, т. е. на 267 м ниже водонефтя ного контакта залежи в III пласте и на 252 м ниже кровли фундамента. На Центральном участ ке, где нефтепроявления в фундаменте широко развиты, они встречаются на абсолютных отметках до 321-261 м ниже ВНК залежи III пласта и в 288 м ниже кровли фундамента.

Наличие в породах фундамента жидкой тяжелой нефти, твердых битумов и нефтепро явлений промежуточного состояния позволяет предполагать многоэтапное поступление неф ти в породы фундамента. Породы фундамента на Центральном участке Водного промысла и на Ярегском месторождении разбиты крутопадающими трещинами северо-западного про стирания. При эксплуатации вод фундамента было доказано, что при создании депрессии они двигаются только вдоль этих трещин, а с северо-востока, т. е. со стороны предполагае мой Чибьюской залежи в III пласте, движение вод отсутствует. Если нефть и попала бы в трещины фундамента со стороны, она поднялась бы по ним вверх. Нефтепроявления же в фундаменте по площади широко развиты. Их можно объяснить просто, если допустить нали чие «своей» нефти в фундаменте.

Интерес представляют нефтепроявления в скв. 254, расположенной в районе Чибью ского месторождения. III пласт, залегающий на породах фундамента водоносен. В фунда менте же встречены насыщенные нефтью кварцитовидные песчаники, в том числе и залегающие в виде мелких линз в метаморфическом сланце. Скорее всего сюда нефть не мигрировала из III пласта, а здесь образовалась.

Позже часть нефти пришла в нефтенасыщенный песчаник III пласта, может быть в триасовое время, как это предполагалось Б. Я. Вассерманом, С. М. Домрачевым и З. И. Цзю.

Возможно, что нефть, которая пришла в залежь позже, образовалась непосредственно в III пласте. За это говорит повсеместная битуминозность (слабая пропитанность нефтью) песча ников III пласта в пределах восточного крыла и северного погружения Ухта-Ижемского вала.

Объяснить битуминозность песчаников III пласта миграцией по ним нефти трудно, так как нефть мигрировала бы в кровле пласта, песчаники же битуминозны от кровли до по дошвы, что миграцией нефти объяснить невозможно. Если допустить наличие палеозалежи в этих песчаниках, тогда нужно предполагать гигантские размеры этой залежи, что неправдо подобно. Песчаники III пласта образовались в восстановительной обстановке, что отмечается всеми, кто их изучал. С этой стороны условия для нефтеобразования были благоприятными.

Возможно, что нефть мигрировала из Ижма-Печорской впадины, а региональная битуминоз ность песчаников III пласта в предлах Ухтинской складки может быть объяснена по другому.

Известно, что битуминозность песчаников за пределами нефтяных месторождений – явление довольно широко распространенное. На Апшероне, например, это объясняется переформи рованием залежей, в Куйбышевской области – подъемом ВНК. Приведенные выше факты об обнаружении пропитанных нефтью песчаников значительно ниже ВНК до 119 м можно Минерально-сырьевые ресурсы объяснить по разному: или значительным поднятием ВНК, или отложением нефти совместно с песчаником, или образованием нефти в песчанике, или вертикальной миграцией нефти из фундамента. Уход наиболее легких фракций нефти из залежи и подъем ВНК в связи с этим безусловно имел место. Об этом говорят многочисленные современные нефтепроявления по трещинам в перекрывающей пласт толще.

Выше описано широкое распространение газопроявлений в породах фундамента и осадочного чехла Ухтинской складки.

А. Я. Кремс, В. А. Калюжный, В. А. Евдокимов и А. И. Ечеистов в свое время объяс няли газопроявления в фундаменте миграцией газа с востока со стороны Верхне-Ижемских газовых месторождений. Однако, из из самих залежей газ уходить не может, так как они приурочены к антиклинальным ловушкам. Только одна небольшая Западно-Искосьгоринская залежь газа приурочена к выклиниванию III пласта, но она заполнена на 75% и ушедшим из нее газом не объяснить все газопроявления в пределах северной части Ухтинской складки.

Объяснить газопроявления миграцией газа с более далеких расстояний, например, с Преду ральского прогиба, так же нельзя, так как на этом пути находятся лишь частично заполнен ные (Н. Омра) и незаполненные (Кушкодж, Нямедь) ловушки. Представляют интерес газопроявления в скв. 2/33, расположенной в южной части Ухтинской складки. Абсолютная отметка кровли фундамента в этой скважине – 244 м. На фундаменте залегают кыновские глины. Газопроявления при бурении по фундаменту заключались, по описанию, приведен ному в работе В. А. Калюжного, в слабом выделении газа и загазированности бурового рас твора, которые продолжались вплоть до окончания бурения, т. е. до глубины 762 м (абсолютная отметка – 600 м). По данным И. Н. Стрижова, при испытании скважины из ме таморфических сланцев было получено 10 м3/сутки воды. Было определено, что в 1 м3 воды растворен 1 м3 метана.

О выходе газа на поверхность в р. Ухте, в пределах Центральной части Водного про мысла, писал И. Н. Стрижов. Таким образом, район северной части Ухтинской складки на сыщен и как бы «дышит» углеводородным газом.

Воды фундамента в пределах Ухтинской складки насыщены углеводородным газом и если бы не было постоянного пополнения газа, то вода и нефть при сравнительно трещино ватой покрышке давно бы дегазировались.

С. М. Войнов, геолог Водного промысла, отмечал, что в 1939 г. усилились газопрояв ления в скважинах Водного промысла. Так, например, скв. 111 при окончании бурения в 1935 г. не переливала, уровень воды в ней был в 58 м ниже устья. В сентябре 1939 г. она на чала переливать. Стали переливать и некоторые другие скважины. Этот случай трудно объ яснить с позиции органического происхождения газа в фундаменте (Г. И. Третьяков, 1965).

Все приведенные выше факты не дают возможности объяснять газопроявления в фун даменте миграцией газа из девонских слоев.

По материалам геологических съемок, газоносность отмечалась в пределах Четлас ского Камня в породах светлинской и повьюгской свит среднего рифея. Выделение газов в светлинской свите зафиксировано в скважине на глубине 595-620 м из интервала интенсив ной трещиноватости вместе с подземными водами самоизвлекающегося источника дебитом 0,3-3,0 л/с.Воды хлоридно-натриево-кальциевые, с минерализацией 3,7 г/л и температурой 5С. Состав газа изучен в лаборатории ТП НИЦ (ТПО ВНИГРИ). Газ азотный, представлен метаном 0,4-4,4%, углекислым газом 0,1-0,4%, азотом и инертными газами 95,5-99,2%, в т. ч. гелием 0,601-0,755%.

Газопроявления были отмечены в одной из многочисленных карстовых воронок на поверхности Четласа, где выходят под тонкий слой четвертичных осадков закарстованные известняки павьюгской свиты быстринской серии. Состав газа по этому проявлению не изу чался. Аналогичные газопроявления неоднократно отмечались при геологической съемке на Южном Тимане, однако серъезного внимания им не удалялось.

В 1988-1989 гг. в своде Ухтинской складки (контур нефтеносности Ярегского место рождения) с целью изучения перспектив рифей-вендских отложений была пробурена пара Минерально-сырьевые ресурсы метрическая скважина №700-Ярега. В керне скважины примерно до глубин 1200 м отмечено присутствие нефтяных битумоидов, растворимых в спиртобензольной смеси с содержанием до 1% от объема порового пространства. Результаты комплексного ядерно-геофизического и термобарогеохимического исследования керна во ВНИИГеоинформсистем (Р. М. Готтих, Б. И. Писоцкий, 1989 г.) указывают на наличие четкой тенденции увелечени суммарной га зонасыщенности отложений с глубиной. Отмечено массовое распространение в породах мельчайших газово-жидких включений (2-6 мкм), сингенетичных минеральному выполне нию кварцево- карбонатных прожилков, заполненных водным раствором, жидкими УВ, би туминозным веществом и газами. Гомогенизация этих включений, происходящая со с спадом температуры от 210-215С в низах вскрытого разреза до 140-160С в его верхней части, ука зывает на восходящий характер вертикальной миграции флюидов. Металлогеническая спе циализация битумов и нефти Ярегского месторождения отражает их генетическое родство.

На основании полученных результатов авторы исследований пришли к заключению о пер спективности поисков залежей нефти и газа в рифей-вендских образованиях Тимана.

По данным исследования керна ТПНИЦ в кровле верхнепротерозойских отложений в скв. 1-Крохаль (интервал 288-295 м) по трещинам вдоль напластования сланцев наблюдают ся нефтепроявления. Геофизиками АО «Коминефтегеофизика», так же дано заключение о наличие возможных коллекторов и их вероятном нефтенасыщении в верхней части верхне протерозойских отложений (скв. 1-Крохаль – интервал 285-290 м;

скв. 3-Крохаль – интервал 272-279 м). Газопроявления в фундаменте не менее многочисленны, чем нефтепроявления.

Воды фундамента насыщены углеводородным и гелиеносным газами. На всех участках, где проводилась эксплуатация минерализованных вод фундамента (Центральном, Ярегском, Крохальском, Чутинском участках), вода фонтанировала (И. Х. Мингалеева, 2001 г).

Районы выхода пород фундамента на дневную поверхность не отнесены к перспектив ным на том основании, что в их пределах покрышки, представленные верхними пачками коры выветривания, скорее всего, размыты. Однако этот вопрос требует детального изучения.

В целом приведенные материалы об установленной и прогнозируемой нефтегазонос ности рифейских образований Ухтинской складки свидетельствуют о несомненном их неф тегазовом потенциале. Зоны возможного нефтегазонакопления будут связаны лишь с теми участками, которые отличаются сочетанием факторов, благоприятных для генерации, акку муляции и консервации УВ. По данным предварительной ориентировочной экспертной оценки перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов (до 6200 м) рифей-вендских от ложений, потенциал их только в пределах Ухтинского административного района может достигать по нефти 925 млн. т геологических и 277 млн. т извлекаемых запасов, по газу 512 млрд. м3 извлекаемых запасов (Л. А. Вокуев, 1998). Скопления нефти, по этим данным, следует ожидать на глубинах 4800-6200 м и газа на глубинах 4500-4800 м.

До сих пор породы фундамента большинством геологов Тимано-Печорской провин ции не рассматриваются в качестве поискового объекта на нефть и газ. Это большинство считает, что залежи нефти и газа в рифейском фундаменте связаны с вышележащими оса дочными комплексами и имеют с ними единые водонефтяные и газонефтяные контакты.

Однако литературные данные по проблеме нефтеносности (например материалы Ме ждународной научно-практической конференции «Прогноз нефтегазоносности фундамента молодых и древних платформ, Казань, 2001 г. и др.), а также имеющийся материал по Тима ну позволяют пересмотреть сложившиеся представления и рассматривать фундамент как са мостоятельный объект поисков залежей нефти и газа, в результате чего резко увеличиваются перспективы ТПП. Особо следует остановиться на ловушках, связанных с корой выветрива ния рифейских толщ. Закономерности развития коры выветривания фундамента на Тимане с точки зрения формирования в ней ловушек нефти и газа практически не изучены.

Толщина коры выветривания на Верховской и Эшмесской площадях (Средний Тиман) составляет 20-40 м. Общая пористость пород в ней колеблется от 5 до 21,9%, средние значе ния составляют 13-17%. Кроме площадной коры выветривания там могут быть линейно тре щинные коры, связанные с зонами дизъюнктивных нарушений (И. И. Енцов, 1985).

Минерально-сырьевые ресурсы Стратиграфические и литологические ловушки пород фундамента На Южном Тимане площади, благоприятные для скопления залежей нефти и газа в коре выветривания, могут быть приурочены к локальным поднятиям фундамента Ухто Ижемского мегавала, протягивающегося с юго-востока на северо-запад (рис. 114) и их скло нам. Из них первоочередным объектом для поисков залежей углеводородов может служить Переволокская антиклиналь, на восточном крыле которой в ряде скважин Изкосьгоринской площади получены притоки газа из пород фундамента.

В пределах выделенных на рис. 114 перспективных районов наибольший интерес, очевидно, будут представлять участки, приуроченные к склонам поднятий и приразломным зонам, где ожидается большая толщина коры выветривания и соответственно коллекторов.

Здесь также больше вероятность сохранения от последующего разрушения верхних непрони цаемых пачек коры выветривания, которые могут служить нефтегазонепроницаемыми экранами.

Районы выхода пород фундамента на дневную поверхность не отнесены к перспек тивным на том основании, что в их пределах покрышки, представленные верхними пачками коры выветривания, скорее всего, размыты.

На данном этапе изученности пород фундамента трудно утверждать, какого рода ло вушки в них будут преобладать. Но несомненно одно, что в них весьма вероятны литологи ческие, стратиграфические ловушки, а также пластовые сводовые.

Додевонские осадочные образования Додевонские нижнепалеозойские отложения наиболее полно изучены в южной части провинции, где они известны под названием ижма-омринского комплекса ордовик-силур, в состав которого ранее включались васькеркская, нибельская и седьельская свиты.

Додевонские осадочные образования даже в наиболее изученной бурением южной части Тимано-Печорской провинции полностью пройдены небольшим числом скважин. Бу ровыми и геофизическими работами установлено, что мощность их увеличивается от нуля на восточном склоне Тимана до более 1000 м в Ижма-Печорской впадине (А. Я. Кремс, Б. Я. Вассерман, Н. Д. Матвиевская, 1974).

В южной части провинции залежи нефти и газа, связанные с нижнепалеозойскими от ложениями, выявлены в кровле васькеркской свиты на Западно-Тэбукской и Нижне Омринской площадях, где продуктивны трещиноватые, пористые и кавернозные известняки и доломиты. Эти залежи, по мнению А. Я. Кремса, Б. Я. Вассермана и Н. Д. Матвиевской (1974, с. 150), «образовались за счет насыщения карбонатного коллектора флюидом, про никшим из налегающих на него песчаников III пласта (эйфель), на что указывает идентич ность свойств нефти и газа, отсутствие между указанными породами нефтенепроницаемой покрышки и единство отметок водонефтяного и газоводяного контактов в залежах. Поэтому карбонатные отложения силура до настоящего времени не рассматривались в качестве само стоятельного объекта для поисков залежей нефти и газа».

Более чем скромные результаты по установлению нефтегазоносности указанных от ложений в южной части провинции, по мнению ряда исследователей, в огромной степени обусловлены слабой изученностью.

Таким образом, до сих пор нет ясности в вопросах перспектив нефтегазоносности до девонских осадочных толщ юга Тимано-Печорской провинции, хотя из них получены первые притоки нефти и газа.

С целью выяснения геологического строения и перспектив нефтегазоносности доде вонских осадочных толщ И. И. Енцовым были построены структурные карты и карты изопа хит седьельских, нибельских и васькеркских пород, проанализированы известные в них нефтегазопроявления. При построении указанных карт использовались стратиграфические разбивки, выполненные Л. И. Филипповой, И. В. Сазоновым, геологами КомиНЦ и другие материалы.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 114. Схема рельефа поверхности фундамента Южного Тимана Минерально-сырьевые ресурсы Условные обозначения к рис. 114:

1 – изогипсы поверхности фундамента, 2 – выходы фундамента на дневную поверх ность, 3 – скважины, 4 – скважины с установленными нефтегазопроявлениями в коре вывет ривания фундамента. Разломы: 5 – заложившиеся в рифейском комплексе пород, 6 – заложившиеся в карельском (?) комплексе пород, 7 – заложившиеся в базальтовом слое, 8 – заложившиеся в верхней мантии: I – Верхне-Вымский, II – Ропчинский, III – Восточно Вымский, IV – Тэбукский, V – Лоимский, VI – Ухтинский, VII – Чибьюский, VIII – Нивью ский, X – Кушкоджский, XI – Изкосьгоринский, XII – Седьельский, XIII – Омринский, XIV – Нюмылгский, XV – Очь-Парминский, XVI – Помоздинский, XVII – Эжвадорский, XVIII – Чудьвожский, XIX – Лептинский, XX – Мылвинский, XXI – Севелькушский, XXII – Воль ский, 9 – земли, перспективные для поисков залежей углеводородов в коре выветривания фундамента, 10 – структурно-тетонические элементы фундамента: А – Вымско-Вольская гряда, Б – поднятие Очь-Парма, Тобысский грабен, Г – Ухта-Ижемский вал, Д – Седьюская, Е – Изкосьгоринская ступнь, Ж – Седьельская ступень, З – Чудьвожское поднятие, И – Мыл вожский структурный нос, К – Ордым-Вычегодский горст, Л – Южно-Мылвинский горст, М – Вольская депрессия, 11 – площади: 1 – Лыаельская, 2 – Нямедская, 3 – Восточно Нямедская, 4 – Восточно-Леккемская, 5 – Леккемская, 6 – Верхне-Одесская, 7 – Кушкодж ская, 8 – Западно-Кушкоджская, 9 – Чомкосаельская, 10 – Роздинская, 11 – Южно Роздинская, 12 – Изкосьгоринская,Ю 13 – Южно-Изкосьгоринская, 14 – Западно Изкосьгоринская, 15 – Чернореченская, 16 – Зеленецкая Седьельская свита ( тремадокский ярус О1t) Свита сложена преимущественно белыми и розовыми песчаниками. На западе рас сматриваемой территории песчаники выклиниваются. Линия выклинивания в детально изу ченных бурением участках имеет сложный, подчас заливообразный характер.

Заливообразное распределение пород в сочетании с региональным подъемом слоев в сторону Тимана (рис 115) предопределяет возможность существования здесь стратиграфических ло вушек. В случае, если песчаники перекрываются нефтегазонепроницаемыми экранами, в та ких зонах возможно скопление углеводородов. Подстилающие породы фундамента здесь представлены, в основном, верхними пачками коры выветривания, которые также являются непроницаемыми (И. И. Енцов, 1990).

В одном их таких заливов, на Лачьельской площади, в скважине 127 на глубинах 774 778 м в седьельских песчаниках по керну отмечено неравномерное нефтенасыщение. В кро вельной части свиты по этой скважине на кривых КС зафиксированы повышенные сопро тивления, что может быть обусловлено нефтегазонасыщением пород. Однако в расположенной структурно выше скважине 9-Нямедь из седьельских отложений получена вода.

На Войвожской площади седьельские отложения пройдены полностью скважинами 53, 18 и 95. Здесь намечается тенденция роста их толщины с запада на восток. В скважине породы седьельской свиты были испытаны на глубинах 819-821 м. Получен большой приток воды. Этот результат не может быть показателем бесперспективности седьельских образова ний, поскольку испытаны песчаники на 34 м ниже их кровли. В кровле же они могут ока заться продуктивными.

Нибельская свита (аренигский ярус О1а) Свита включает в себя снизу вверх следующие пачки: аргиллитовую, песчано аргиллитовую и песчано-алевролитовую. Мощность нибельских пород изменяется от нуля в зоне выклинивания до 442 м в скважине 21 – Нибель. По мере продвижения на запад, начи ная с западных окраин Нибельской площади, происходит срезание верхних горизонтов свиты, вначале песчано-алевролитовой, затем песчано-аргиллитовой и, наконец, аргиллитовой пачки.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 115. Карта перспектив нефтегазоносности седьельских отложений южной части Тимано-Печорской провинции Условные обозначения:

1 – скважины, 2 – изопахиты седьельских отложений, 3 – изогипсы кровли седьельских по род, 4 – районы, перспективные для поисков залежей нефти и газа в седьельских отложениях Минерально-сырьевые ресурсы Наибольший интерес как возможный коллектор нефти и газа представляет песчано алевролитовая пачка толщиной до 70 м.

Для выявления зон возможного развития ловушек в нибельских отложениях была по строена структурная карта по кровле свиты (рис. 116). На карте выделяются поднятия на Вой-Воже, Нибели и структурные осложнения на Нижней Омре. На Вой-Воже нибельские отложения не могут рассматриваться как перспективные для поисков в них залежей нефти и газа, так как представлены они лишь плотными глинистыми породами аргиллитовой пачки (И. И. Енцов, 1990).

Васькеркская свита (силурийские отложения) В составе васькеркской свиты в южной части Тимано-Печорской провинции В. П. Зарх (1972) выделяет снизу вверх пачки: базальную песчано-карбонатную, нижнюю пачку пестроцветных мергелей и известняково-доломитовую.

Наилучшими коллекторскими свойствами, по керновым данным, результатам опробо вания и материалам промысловой геофизики, обладают породы верхней известняково доломитовой пачки.

Мощность свиты уменьшается в западном направлении от 600 м в скв. 1-Западная Покча и 467 м в скв. 1-Нижняя Омра до полного выклинивания на склонах Тимана. При этом происходит последовательное срезание верхних пачек, а вслед за ними – и нижних. Линия выклинивания проходит на Нибельской площади западнее скважин 7, 51, 54, 57, 10, (И. И. Енцов, Ю. И. Шатов, 1985).

Принято считать, что залежи нефти и газа в васькеркской свите непосредственно свя заны с залежами эйфельского яруса и имеют с ними единые водо-нефтяные контакты. Если такое положение справедливо, то васькеркские отложения должны быть продуктивными в контуре нефтегазоносности нижнего эйфельского пласта.

В большинстве опробованных по силуру скважин осталась неизученной верхняя, кро вельная часть васькеркской свиты, на которую следует обратить внимание в пределах мало амплитудных поднятий. С целью выяснения их нефтегазоносности желательно провести испытание известняково-доломитовой пачки в самой кровельной ее части, где эти отложения вскрыты на гипсометрически повышенных отметках.

В случае технической невозможности провести их опробование на наиболее перспек тивных участках целесообразно пробурить новые скважины. При наличии гидродинамиче ской связи эйфельских и васькеркских отложений может существенно увеличиться этаж нефтегазоносности.

Силурийские коллекторы могут оказаться не вовлеченными в разработку, если в кровле васькеркской свиты или подошве эйфельского яруса будут присутствовать полупро ницаемые или непроницаемые экраны. Существование таких экранов в кровле васькеркской свиты весьма вероятно, так как силурийские и эйфельские образования разделены континен тальным перерывом, во время которого за счет растворения карбонатных пород свиты в ее кровле могли накапливаться нерастворимые компоненты, в первую очередь глинистые ми нералы, и создавать нефтегазонепроницаемое перекрытие.

Породы известняково-доломитовой пачки выклиниваются (срезаются) на северо восточном склоне Нибельской структуры (рис. 117). По соседству с тиманскими залежами здесь могут быть стратиграфические ловушки нефти и газа, если в кровле силурийских или эйфельских пород будут присутствовать нефтегазонепроницаемые покрышки. Заслуживает внимания район скважин 3, 9,26, где васькеркские отложения испытаны значительно ниже перспективной кровельной части (И. И. Енцов., Ю. И. Шатов, 1985).

Изучение перспектив нефтегазоносности додевонских осадочных образований Вос точно-Тиманской нефтегазоносной области должно включать в себя детализацию их геоло гического строения в зоне выклинивания. Геофизические работы и бурение здесь, в первую очередь, необходимо сосредоточить в районах предполагаемых «заливов».

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 116. Карта перспектив нефтегазоносности нибельских отложений в южной части Тимано-Печорской провинции Условные обозначения:

1 – скважины, 2 – изопахиты нибельских пород, 3 – изогипсы кровли нибельских отложений, 4 – районы, перспективные для поисков залежей нефти и газа в нибельских отложениях Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 117. Карта перспектив нефтегазоносности васькеркских отложений в районе Омра-Сойвинской ступени Условные обозначения:

1 – изогипсы кровли васькеркских отложений, 2 – скважины, 3 – линия выклинивания вась керкских пород, 4 – линия выклинивания известняково-доломитовой пачки, 5 – участки, пер спективные для первоочередных работ на поиски залежей нефти и газа, 6 – площади: а – Нибельская, б – Верхне-Омринская, в – Нижне-Омринская Минерально-сырьевые ресурсы Среднедевонско-нижнефранский нефтегазоносный комплекс Комплекс включает в себя эйфельский и живетский ярусы среднего девона, джьер ский, тиманский и саргаевский горизонты нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Эйфельские отложения На возможность обнаружения неантиклинальных залежей нефти и газа в зоне выкли нивания поддоманиковых (в том числе и эйфельских) отложений указывали многие исследо ватели. Так, например, о высоких перспективах нефтегазоносности рассматриваемого региона еще в 40-х года говорил А. Я. Кремс (1948). Он отмечал, что изучение геологическо го строения поддоманиковых отложений «приводит нас к рассмотрению залежей нефти и га за на территории всего Южного Тимана и в пределах отдельных его структур, как залежей, в основном, стратиграфического типа, обусловленного, главным образом, наличием выклини вающихся по восстанию пластов, т.е. отчасти, литологическим фактором, и открывает перед нами широкие перспективы выявления новых неизвестных еще пластов и горизонтов и свя занных с ними богатых залежей нефти и газа» (А. Я. Кремс, 1948, с. 351).

Несмотря на наличие указаний общего характера о перспективах нефтегазоносности эйфельских отложений рассматриваемого региона, до сих пор не разработаны критерии, где и как искать неантиклинальные ловушки и залежи углеводородов. Определенный вклад в этом направлении сделан И. И. Енцовым (1980, 1985а), в одной из которых (1985) приводит ся морфологическая схема стратиграфических и литологических ловушек нефти и газа.

С целью выяснения геологического строения и перспектив нефтегазоносности рас сматриваемого региона было изучено распределение мощности эйфельских отложений, по строена структурная карта по их кровле, а также проанализированы известные нефтегазопроявления и другие материалы.

При изучении распределения мощностей обращает на себя внимание тот факт, что линия выклинивания эйфельских отложений имеет подчас извилистый заливообразный ха рактер. Заливы большей частью ориентированы под углом 30-45о к общему простиранию зо ны выклинивания. Заливообразное распределение имеют и изопахиты эйфельских пород, повторяя в общих чертах конфигурацию линии выклинивания.

В Верхне-Ижемской структурной зоне Ухта-Ижемского вала на структурной карте по кровле эйфельского яруса (рис. 118) отчетливо намечается региональный подъем слоев на запад, в сторону Тимана с некоторым усложнением структурного плана на отдельных участ ках. Так, на западе данного региона протягивается цепочка антиклинальных и куполовидных структур от Западно-Изкосьгоринской площади на север, к Нямедской площади. В пределах отдельных заливов выделяются носообразные выступы, обычно ориентированные в глубь заливов, что создает благоприятные условия для существования ловушек и сохранения скоп лений нефти и газа.

Заливообразное распределение осадков эйфельского яруса в сочетании с региональ ным подъемом слоев на запад, к осевой части Тимана, наличие замкнутых структур и раз личных структурных осложнений позволяют сделать весьма важный вывод о перспективах нефтегазоносности эйфельских образований рассматриваемого региона и наметить перво очередные направления поисков залежей углеводородов. В зоне выклинивания эйфельских пород установлены структурно-стратиграфические залежи газа на Роздинском и Западно Изкосьгоринском месторождениях. По запасам они отнесены к категории малых. Несколько восточнее зоны выклинивания выявлены структурные газовые залежи на Восточно Нямедском, Седьельском, Войвожском месторождениях. Пересмотр фактического материала позволяет полагать, что в Верхне-Ижемской структурной зоне на участках выклинивания эйфельских пород могут быть выявлены новые залежи, а на Западно-Изкосьгоринском и Роздинском месторождениях увеличены запасы газа.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 118. Карта перспектив нефтегазоносности эйфельских отложений Верхне-Ижемской структурной зоны Условные обозначения:

1 – линия выклинивания эйфельских отложений, 2 – изогипсы кровли эйфельского яруса, 3– скважины, 4 – месторождения нефти и газа, 5 – участки, перспективные для поисков за лежей нефти и газа, 6 – площади и структуры: 1) Вежаюская, 2) Зеленецкая, 3) Черноречен ская, 4) Изкосьгоринская, 5) Западно-Изкосьгоринская, 6 – Войвожская, 7) Седьельская, 8) Северо-Седьельская, 9) Роздинская, 10) Кушкоджская, 11) Южно-Нямедская, 12) Нямедская, 13) Восточно-Нямедская, 14) Леккемская, 15) Лачьельская;

7 – скважины, давшие газ, 8 – скважины, давшие газ и воду, 9 – скважины, давшие нефть, 10 – скважины, давшие нефть и воду Минерально-сырьевые ресурсы Основанием для таких предположений служат благоприятные структурные и литоло гические условия для существования стратиграфических ловушек в заливах, довольно глубоко вдающихся на запад, и наличие нефтегазопроявлений различной интенсивно сти вплоть до получения притоков нефти и газа при опробовании скважин.

На Роздинском и Западно-Изкосьгоринском месторождениях, как указывалось ранее, в эйфельском ярусе установлены залежи газа. На Роздинской площади газ с водой получен в скважине 1/20, газ с эмульсией нефти в скважине 2, газ в скважине 26-Изкось-Гора и вода в скважине 25-Изкось-Гора. При повторной перфорации пластов в скважине 2 на глубинах 656-668 м получена нефть с водой. Торпедирование на глубине 665 м дало приток воды.

Первичная перфорация была произведена в интервале 661-666 м. Таким образом, последую щие испытательные работы привели к тому, что вместо газа стала поступать вода. Следует отметить, что результаты опробования пластов по данной площади не согласуются с геоло гическим строением месторождения. По всей вероятности, опробование в некоторых сква жинах выполнено некачественно. По поводу испытательных работ, в частности, в скважинах 2 и 3-Роздин А. В. Казаров (1947) писал «В скважине №2 было получено немного нефти с верхней водой, а в №3 – только вода, причем обе были проведены технически неудачно, а именно при цементировке скважины в одном случае (скв. №2) верхние воды не были перекры ты, а в другом (скв. №3) – нижние, поэтому вопрос о промышленном значении Роздинского ме сторождения остается открытым» (с. 259). В скважине 25-Изкось-Гора, в которой была получена вода, испытывались пласты от тиманских до фундамента включительно. В эйфельских отложе ниях, по данным промыслово-геофизических исследований, коллекторы отсутствуют.

Принимая во внимание результаты опробования по скважине 2, где с абсолютных от меток 505-510 м при первичном простреле получен газ с эмульсией нефти, отметки газо нефтяного и водо-нефтяного контактов на Роздинском месторождении должны быть пони жены, а запасы газа пересчитаны в сторону увеличения. Отбор газа в одной скважине (1/20) не означает, что в других частях месторождения из-за неоднородности строения коллекторов не могут оказаться целики газа, в частности, в районе скважины 2, не вовлеченные в разра ботку. Приведенные материалы говорят о том, что газовая залежь в эйфельских отложениях на Роздинском месторождении требует доразведки.

Строение Западно-Изкосьгоринского месторождения на основании стратиграфиче ских разбивок, выполненных Л. И. Филипповой, И. И. Енцовым, трактуется немного по иному, чем это сделано А. Я. Кремсом, Б. Я. Вассерманом, Н. Д. Матвиевской (1974). На структурной карте по кровле III пласта указанные исследователи выделяют небольшие структурные выступы восточного и юго-восточного направления. На ней нашли отражение в должной мере заливы, довольно глубоко вдающиеся на юго-запад. И. И. Енцовым же на дан ном участке рисуются антиклинальные и куполовидные структуры, носообразные структур ные осложнения и заливы. В связи с тем, что заливы относительно глубоко вдаются на юго запад, а различные структурные осложнения погружаются в противоположном направлении, здесь создаются необходимые условия для скопления довольно значительных запасов газа. С целью уточнения строения Западно-Изкосьгоринского месторождения и возможного прирос та запасов газа целесообразно провести его доразведку. Есть основания полагать, что Запад но-Изкосьгоринское и Роздинское месторождения сольются в одно довольно крупное месторождение.


Заслуживают внимания поиски нефти и газа на продолжении антиклинальной зоны к северу от Роздинского месторождения. Здесь, на Кушкоджской и Нямедской площадях, по кровле эйфельских отложений имеются замкнутые структуры.

На одной из них, Восточно-Нямедской, из эйфельских пород получен промышленный приток газа. На Кушкоджской площади эйфельские отложения не опробовались. В ряде скважин (3, 6, 9) пласты эйфеля на кривых КС выделяются высокими сопротивлениями, ха рактерными для нефтегазонасыщенных пород.

На северном окончании небольшого куполовидного поднятия, названного Южно Нямедским, расположенного в районе скважины 14-Нямедь, в скважине 1/18 из эйфельских Минерально-сырьевые ресурсы пород получена вода. В сводовой же части поднятия эйфельские коллекторы не испытыва лись. На небольшой Нямедской структуре, приуроченной к району скважин 8, 11, 2, 13 Нямедь, песчаные пласты эйфельского яруса имеют довольно высокие значения электриче ского сопротивления в скважинах 2 и 8. В этих скважинах из джьерских коллекторов (по разбивкам Л. И. Филипповой), расположенных в 2-3 м от эйфельских и отделенных от по следних лишь небольшой глинистой перемычкой, получен газ.

Есть основания полагать, что и эйфельские породы в сводовой части этой структуры будут газонасыщенными.

Следует несколько подробнее остановиться на перспективах нефтегазоносности эй фельских отложений в заливах, где продуктивность их еще не установлена. В самой южной части рассматриваемой территории при испытании III пласта в скважине 835-Вежаю получе на вода с пленкой нефти. При опробовании в ней наблюдалось газирование. Возможно, что на более приподнятых участках в этом районе III пласт окажется нефтегазоносным.

В заливе, расположенном в пределах Зеленецкой площади, газ с водой получен в скважине 850-Зеленец. В керне, поднятом из эйфельских отложений данной скважины, отме чалось слабое насыщение пород нефтью.

Песчаники здесь в интервале 660-666 м имеют исключительно высокие коллекторские свойства. Пористость по керну изменяется от 16,5 до 30%, проницаемость – от 20 до 2750 миллидарси. Очевидно, несколько западнее скважины 850 отложения эйфельского яру са будут газоносными, так как в этом направлении происходит воздымание пластов. Учиты вая близость линии выклинивания от предполагаемого газо-водяного контакта, следует полагать, что размеры залежи будут небольшими.

В заливе, приуроченном к южной части Чернореченской площади, испытанием уста новлена водоносность пласта III в скважине 813-Вежаю. В наиболее благоприятном для ско пления углеводородов участке залива в районе скважины 845-Черноречье эйфельские породы по промыслово-геофизическим данным уплотнены и заглинизированы.

В заливе, расположенном в районе и южнее скважины 37-Изкось-Гора, из эйфельских отложений получен газ с водой. Следует отметить, что в этой скважине эйфельские породы в свое время испытывались в открытом стволе совместно с джьерскими и породами фундамен та. Поэтому трудно утверждать, какие пласты отдают воду.

На центральном участке Леккемской площади при опробовании эйфельских пород совместно с пластом 1б пашийского горизонта в скважине 802-Лек-Кем получен газ. Газ, ви димо, поступал из пласта 1б, так как эйфельские отложения в этой скважине, по промысло во-геофизическим данным, довольно плотные, глинистые. Несколько южнее, в центральной части залива (скважина 827-Лек-Кем), в эйфельском ярусе появляются песчаные коллекторы, которые могут быть нефтегазоносными. Здесь представляет интерес структурный нос, при уроченный к описываемому заливу.

В узком, довольно протяженном заливе, расположенном в северной части Леккемской площади, из эйфельских пород поднят керн с запахом бензина в скважине 814-Лек-Кем. Од нако породы здесь, по данным промыслово-геофизических исследований, представлены пре имущественно глинистыми разностями и не являются коллекторами.

В данном заливе опробовались пласты в широком стратиграфическом диапазоне от тиманских до метаморфических сланцев фундамента в скважине 807-Лек-Кем. Получена во да. Испытание производилось в открытом стволе. Вода, видимо, поступала не из эйфельских отложений, поскольку в эйфельском ярусе, по данным промысловой геофизики, коллекторы отсутствуют.

Приведенные материалы свидетельствуют о том, что в зоне выклинивания эйфель ских отложений в Верхне-Ижемской структурной зоне могут быть выявлены новые залежи нефти и газа, а на Роздинском и Западно-Изкосьгоринском месторождениях увеличены запа сы газа. Наиболее вероятны в этой зоне стратиграфические и структурно-стратиграфические залежи (рис. 118).

Минерально-сырьевые ресурсы Живетские отложения В состав живетского яруса входят афонинский и старооскольский горизонты. Отло жения афонинского горизонта на рассматриваемой территории развиты, в основном, в Ижма Печорской впадине, представлены глинисто-карбонатной пачкой, в которой выделяются пласты II и IIа.

На западе впадины карбонатные отложения замещаются терригенными и пласты II и I сложены песчаниками. В восточных разрезах впадины в верхней части яруса появляется тер ригенная пачка толщиной 40-45 м. Мощность афонинского горизонта изменяется от нуля в зоне выклинивания до 200 м на востоке.

Старооскольский горизонт на Южном Тимане представлен ритмично переслаиваю щимися терригенными породами с преобладанием песчаников (пласт 1в). Толщина горизон та увеличивается к востоку от нуля до 300 м в Ижма-Печорской впадине (А. Я. Кремс, Б. Я. Вассерман, Н. Д. Матвиевская., 1974).

В Верхне-Ижемской структурной зоне Ухта-Ижемского вала живетский ярус пред ставлен породами старооскольского горизонта. Здесь в восточном направлении происходит обогащение песчаных пород пласта 1в тонкозернистым материалом и снижение пористости коллекторов (Л. И. Филиппова, 1972).

В данной зоне установлены залежи газа на Седьельском, Кушкоджском, Восточно Нямедском месторождениях, газо-нефтяная залежь разведана на Войвожском месторождении. Де биты газа в ряде скважин достигали 1 млн. м3/сутки и более.

Анализ фактического материала показывает, что в пределах Верхне-Ижемской струк турной террасы могут быть выявлены новые, в основном, неантиклинальные ловушки с газо выми залежами.

Для живетских отложений рассматриваемой зоны характерно, как и для эйфельских, выклинивание с востока на запад и заливообразное распределение осадков, а вместе с ними и песчаных пластов. При этом мощность песчаных пород-коллекторов увеличивается с ростом общей мощности яруса.

В направлении с юга на север выделяются следующие заливы (рис. 119):

1. В районе скважин 824, 835-Вежаю;

2. На участке скважин 813-Вежаю, 847, 850-Черноречье и южнее, в районе скважин 812- Верхне-Вычегодская, 823-Вежаю;

3. В районе скважины 820-Изкось-Гора;

4. В районе скважин 3, 5, 11, 8, 7, 40-Изкось-Гора;

5. На участке скважины 29-Изкось-Гора;

6. Северо-западнее скважины 3-Роздин;

7. В районе и северо-восточнее скважины 27-Изкось-Гора;

8. В районе и северо-восточнее скважины 808-Изкось-Гора;

9. Юго-западнее скважины 17-Нямедь;

10. Южнее скважин 11-Нямедь, 134- Лек-Кем;

11. В районе скважин 9, 13-Нямедь.

На структурной карте по кровле живетского яруса (рис. 119) так же, как и для эйфель ского, отмечается региональный подъем слоев на запад, в стороне Тимана.

На общем фоне регионального подъема в ряде участков вырисовываются куполовид ные и антиклинальные структуры и носообразные структурные осложнения, выделившиеся в пределах некоторых заливов.

Заливообразная конфигурация линии выклинивания, а также такое же распределение пород и песчаных коллекторов, региональный подъем слоев на запад, наличие структурных осложнений создало благоприятные предпосылки для образования неантиклинальных, в ча стности, стратиграфических ловушек нефти и газа, которые при традиционных методах по исков антиклинальных залежей, несмотря на значительный объем выполненных работ, оказались невыявленными.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 119. Карта перспектив нефтегазоносности живетских отложений Верхне-Ижемской структурной зоны Условные обозначения:

1 – линия выклинивания живетских пород, 2 – гипсы кровли живетских отложений, 3 – скважины, 4 – газовые месторождения: А – Седьельское, Б – Кушкоджское, В – Восточно-Нямедское, 5 – газонефтяные месторождения: Г – Войвожское, 6 – участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа, 7 – площади и структуры:

1) Вежаюская, 2) Зеленецкая, 3) Чернореченская, 4) Изкосьгоринская, 5) Северо-Седьельская, 6) Роздинская, 7) Верхне-Одесская, 8) Нямедская, 9) Лачьельская, 10) Леккемская, 8 – скважины, давшие газ.

Минерально-сырьевые ресурсы Нефтегазонепроницаемыми экранами сверху в рассматриваемой зоне являются пла сты и пропластки глинистых пород в кровельной части живетского яруса, снизу – эйфель ские глинистые образования, а там, где живетские отложения залегают непосредственно на фундаменте, верхние пачки выветривания фундамента, которые, как указывалось ранее, яв ляются непроницаемыми. Рассмотрим перспективы нефтегазоносности живетских отложе ний в упомянутых выше заливах.

В заливе в районе скважин 824,835-Вежаю из живетских пород получена вода в сква жине 824. В более высоко гипсометрически расположенной скважине 835 при опробовании пласта (прострел произведен одной торпедой ТПК-22) притока не получено. Следует пола гать, что испытание этой скважины произведено некачественно. По данным промыслово геофизических исследований, живетские породы (по разбивкам Л. И. Филипповой) пред ставлены проницаемыми песчаниками. На кривых КС они выделяются повышенными сопро тивлениями, характерными для нефтегазоносных пород.


В заливе в районе скважины 820-Изкось-Гора живетские отложения, на основании данных промыслово-геофизических исследований, имеют водоносную характеристику.

На участке скважин 3, 5, 11, 8, 7, 40-Изкось-Гора в скважине 7 породы яруса, по дан ным геофизических исследований скважин, по всей вероятности, водонасыщены, а в сква жинах 3, 5, 11 уплотнены и не являются коллекторами. В скважине 40 имеются тонкие, возможно, нефтегазонасыщенные песчаные пропластки с высокими электрическими сопро тивлениями. Восточнее скважины 40 следует ожидать значительное увеличение мощности песчаных коллекторов, поскольку в этом направлении происходит возрастание мощности живетских пород и песчаных пластов в частности. На участке залива между скважинами 7, и скважиной 40 песчаники могут быть нефтегазоносными.

В районе скважины 29-Изкось-Гора живетские отложения вскрыты лишь одной этой скважиной, в которой они оказались газонасыщенными. Здесь, очевидно, следует произвести доразведку газовой залежи.

В заливе северо-западнее скважины 3-Роздин породы живетского яруса бурением не изучены. В данной же скважине при опробовании живетских пластов получена вода. Испы тательные работы здесь, по В. А. Казарову (1947), выполнены некачественно: не были изо лированы нижележащие водоносные пласты.

В заливе, погружающемся от скважины 27-Изкось-Гора на северо-восток, вырисовы вается структурный нос, ориентированный в направлении от скважины 27-Изкось-Гора к скважине 9-Куш-Кодж. Он ограничивается изогипсой – 540 м. На соседней, Кушкоджской площади из живетских пород в ряде скважин получен газ. В скважине 1 дебит газа достигал 1 млн. 100 тыс. м3 в сутки.

В заливе, расположенном западнее Кушкоджской площади, пробурена всего лишь од на скважина 808-Изкось-Гора. Живетские отложения, вскрытые в ней, уплотнены. Возмож но, несколько северо-восточнее, по мере приближения к Кушкоджской структуре, коллекторы появятся. В этом направлении происходит возрастание мощности пород яруса и песчаных коллекторов. Поэтому изучение возможной нефтегазоносности живетских отложе ний в пределах данного залива следует вести на участке к северо-востоку от скважины 808.

В районе скважин 9, 13-Нямедь из живетских отложений получена вода в скважине 9.

В скважине 13 породы, по промыслово-геофизическим данным, уплотнены. На запад от скважины 9 происходит подъем слоев и коллекторы могут оказаться нефтегазоносными.

Таким образом, заливообразное распределение осадков живетского яруса, а также коллекторов, благоприятные структурные условия, наличие нефтегазонепроницаемых экра нов позволяет рассматривать полосу выклинивания живетских образований на восточном склоне Тимана перспективной для поисков новых, в основном, стратиграфических залежей нефти и газа (Енцов,1982). Перспективные на нефть и газ участки на рис. 119 заштрихованы.

В пределах этих участков следует провести опробование живетских коллекторов в уже про буренных скважинах. В случае технической невозможности выполнить в них опробователь ские работы целесообразно пробурить новые скважины. Бурение в крупных, слабо Минерально-сырьевые ресурсы изученных заливах, учитывая возрастание мощности песчаных коллекторов согласно изопа хитам яруса в целом, которые в свою очередь сообразуются с очертаниями линии выклини вания, желательно выполнить по профилям, ориентированным вкрест простирания структур.

В малых же по размеру заливах и более детально исследованных бурение следует произво дить, сообразуясь в каждом конкретном случае со степенью их изученности (бурение от дельных скважин для уточнения геологического строения того или иного участка, зигзаг профильное бурение, бурение по схеме треугольника и т. д.).

Поисковые работы в заливах юго-западнее скважины 17-Нямедь и южнее скважин Нямедь, 134-Лек-Кем, очевидно, следует планировать лишь после изучения перспектив неф тегазоносности на участке северо-восточнее скважины 808-Изкось-Гора.

В районе Ухтинской складки Ухта-Ижемского вала наблюдается увеличение мощно сти живетских пород до 80-100 м и более. Сюда от Тэбукской и Западно-Тэбукской площа дей внедряется огромный залив. По-видимому, сообщение Ухтинского морского бассейна с бассейном Ижма-Печорской впадины происходило именно в направлении к Тэбукской и За падно-Тэбукской площадям, а не в районе Нямедской площади, как это в свое время указывал Б. Я. Вассерман (1964). Западнее же Нямедской площади живетские отложения отсутствуют.

В составе живетского яруса на Ухтинской складке, как и в Верхне-Ижемской струк турной зоне, выделяется старооскольский горизонт, сложенный песчано-глинистыми поро дами с преобладанием песчаников, залегающими с угловым несогласием на породах фундамента.

Живетские образования здесь также в основном характеризуются заливообразным распределением, и линия выклинивания имеет заливообразные очертания. Для живетских пластов, как и для поддоманиковых отложений в целом, характерно воздымание на запад, к осевой части Тимана. На фоне общего поднятия слоев выделяется крупная Ухтинская анти клиналь, к которой приурочено Ярегское месторождение тяжелой нефти, расположенное в зоне Ухтинского разлома, зародившегося в верхней мантии (рис. 120).

На юге описываемого района, западнее Чомкосаельской площади, выделяются два уз ких протяженных залива, в пределах которых могут быть благоприятные условия для скоп ления углеводородов. Эти заливы вдаются далеко на юг, а изогипсы кровли живетских отложений имеют юго-восточное направление (рис. 120). В связи с этим создаются условия для запирания части этих заливов, что исключает возможность миграции углеводородов по восстанию слоев. Поэтому ловушки здесь могут контролироваться поведением линии вы клинивания и кровли пласта-коллектора.

Нефтегазонепроницаемыми покрышками в пределах заливов могут быть глинистые породы в кровле живетского яруса и в подошве джьерского горизонта. Экранами же снизу могут служить верхние пачки коры выветривания фундамента.

Севернее указанных заливов, в скважине 10-Седью, примыкающей к чибьюскому раз лому субмеридионального простирания, при проходке живетских отложений на глубинах 530,4-548,0 м отмечалось газовыделение в виде слабого вспенивания раствора и выделения газа из керна. Песчаники в этом интервале были пропитаны нефтью.

В восточной части описываемого района намечается узкий длинный структурный нос, упирающийся своим основанием в линию выклинивания живетских отложений. Подобное строение создает благоприятные предпосылки для существования здесь стратиграфической ловушки. Преобладающее число залежей и нефтегазопроявлений в живетских, а также вы шележащих отложениях в районе Ухтинской складки располагается в приразломных зонах.

Разломы могут быть своеобразными экранами, и при благоприятных условиях в приразлом ных зонах могли возникать тектонически экранированные ловушки и залежи.

Приведенный обзор показывает, что на Ухтинской складке и в прилегающих к ней районах перспективы поисков новых залежей нефти и газа связываются, в основном, с неан тиклинальными ловушками: стратиграфическими, литологическими и тектонически экрани рованными (И. И. Енцов, Г. Е. Кузнецов, 1982). Перспективные участки на рис. заштрихованы.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 120. Карта перспектив нефтегазоносности живетских отложений в районе Ухтинской складки Условные обозначения:

1 – линия выклинивания живетских пород, 2 – изогипсы кровли живетских отложений, 3 – скважины, 4 – Ярегское месторождение нефти, 5 – разломы, 6 – участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа, 7 – площади: А – Леккемская, Б – Чомкосаельская, В – Седьюская, Г – Катыдведьская Минерально-сырьевые ресурсы Джьерские отложения Отложения джьерского горизонта несогласно залегают на размытой поверхности, сложенной различными горизонтами более древнего возраста. Сложен горизонт песчано глинистыми породами, содержащими в Ижма-Печорской впадине и на Тимане два пласта (1а в кровле горизонта и 1б в подошве) песчаников или алевролитов, разделенных глинами и ар гиллитами. Мощность горизонта на Южном Тимане и в Ижма-Печорской впадине достигает 25 м. В районе Ухтинской складки мощность возрастает до 150 м. Здесь появляется невыдержан ная туффито-диабазовая толща (А. Я. Кремс, Б. Я. Вассерман, Н. Д. Матвиевская, 1974).

На западе региона джьерские отложения выклиниваются. Линия выклинивания, как и для ранее описанных пород, преимущественно имеет заливообразную конфигурацию.

В Верхне-Ижемской структурной зоне джьерские образования на ряде месторожде ний (Чернореченское, Войвожское, Седьельское, Северо-Седьельское, Кушкоджское, Нямед ское, Восточно-Нямедское) содержат залежи газа, подстилаемые иногда нефтью.

Коллекторы в пределах месторождений неоднородны. Пористость и проницаемость их изме няются в широких пределах. Притоки газа вследствие этого колеблются от чрезвычайно низ ких до 1 миллиона м3/сутки (скважина 15-Северный Седьель).

С целью выяснения возможностей выявления новых залежей углеводородов в изучае мом районе была построена структурная карта по кровле джьерских отложений, а также про анализированы закономерности изменения мощности пород горизонта, результаты опробования скважин и известные нефтегазопроявления. При построении карт использова лись стратиграфические разбивки, выполненные, в основном, Л. И. Филипповой.

Произведенные построения показали, что джьерские отложения в Верхне-Ижемской структурной зоне, как и нижележащие, имеют заливообразное распределение и в западной части выклиниваются (рис. 121). Соответственно заливообразной является и конфигурация линии выклинивания джьерских пород.

В пределах данного региона выделено 11 заливов (И. И. Енцов, 1981). Помимо выклинивания и заливообразного распределения осадков для описываемого района характерен региональный подъем слоев на запад. В пределах отдель ных заливов, а также вне их, на фоне регионального подъема наблюдаются заливообразное распределение пород в зоне выклинивания при региональном подъеме слоев на запад, в сто рону Тимана, наличие разного рода структурных осложнений, нефтегазонепроницаемых глинистых экранов создает благоприятные предпосылки для существования преимуществен но стратиграфических ловушек нефти и газа, где помимо уже известных могут быть выявле ны новые, в основном, газовые месторождения. Подтверждением сказанному является наличие нефтегазопроявлений различной степени интенсивности в выделенных заливах вплоть до получения промышленных притоков нефти и газа.

Рассмотрим эти нефтегазопроявления. В западной части Чернореченской площади в керне скважины 842-Черноречье, поднятом из джьерских отложений (интервал 909,9 910,2 м), наблюдалась жидкая нефть, а в керне с глубин 905,7-932,87 м при отмыве его водой отмечались выделения пузырьков газа. Однако при опробовании пород (интервал опробова ния 907-910 м) получена вода. Есть основания полагать, что в гипсометрически более высо ких по джьерским отложениям частях данного участка коллекторы окажутся нефтегазоносными.

В скважине 1 Западно-Изкосьгоринской площади при опробовании джьерских отло жений на глубинах 771-773 м получен приток нефти дебитом 2,5 т/сутки.

В заливе, приуроченном к северной части Изкосьгоринской площади, газоносность джьерских отложений установлена скважиной 12-Изкось-Гора.

В небольшом заливе, расположенном западнее скважины 12-Седьель, в последней при опробовании джьерских пород совместно с выше – и нижележащими получены газ, вода и нефть. Вследствие широкого диапазона опробования трудно судить, какие пласты отдавали нефть и газ. При испытании джьерских отложений совместно с эйфельскими в скважине 26 Изкось-Гора, расположенной в заливе в районе Роздинской площади, получен газ.

Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 121. Карта перспектив нефтегазоносности джьерских отложений Верхне-Ижемской структурной зоны Условные обозначения:

1 – линия выклинивания джьерских отложений, 2 – изогипсы кровли пашийских пород, 3 – скважины, 4 – участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа, 5 – площади и структуры: 1) Вежаюская, 2) Зеленецкая, 3) Чернореченская, 4) Изкосьгоринская, 5) Роздинская, 6) Леккемская, 6 – месторождения нефти и газа: А – Чернореченское, Б – Войвожское, В – Седьельское, Г – Северо-Седьельское, Д – Кушкоджское, Е – Нямедское, Ж – Восточно-Нямедское, 7 – скважины, давшие газ, 8 – скважины, давшие газ и воду, 9 – скважины, давшие нефть Минерально-сырьевые ресурсы В пределах структурного носа, приуроченного к Леккемской площади, газ с водой да ла скважина 37-Изкось-Гора, в которой джьерские отложения опробовались совместно с эй фельскими и породами фундамента. Судя по промыслово-геофизическим данным, продуктивными являются джьерские отложения.

На небольшом куполовидном поднятии севернее описанного структурного носа из джьерских пород в скважине 802-Лек-Кем получен газ.

В самом северном из рассматриваемых заливов выброс газа при опробовании джьер ских отложений в открытом стволе наблюдался в скважине 801-Лек-Кем.

Таким образом, приведенные материалы показывают, что в джьерских отложениях в Верхне-Ижемской структурной зоне могут быть выявлены новые залежи газа и нефти. Пред полагается, что залежи будут, в основном, стратиграфическими, структурно стратиграфическими, литологическими и структурно-литологическими. В пределах куполо видных и антиклинальных структур наиболее вероятны структурные залежи. Литологиче ские и структурно-литологические залежи могут быть в зонах резкой литологической изменчивости пород, в местах замещения песчаных коллекторов глинистыми отложениями или более плотными непроницаемыми песчано-алевролитовыми разностями. Необходимо отметить, что в джьерском горизонте замещение коллекторов неколлекторами и линзовидное распределение песчаных тел является весьма распространенным явлением, что следует учи тывать при поисках залежей нефти и газа, приуроченных к этим отложениям.

Участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа в джьерских отложениях Верхне-Ижемской структурной зоны, на рис. 121 заштрихованы. Здесь рекомендуется вы полнить поисковое бурение. Несмотря на то, что в рассматриваемой зоне ожидается выявле ние, в основном, небольших по размеру залежей нефти и газа, разработка их по ранее указанным причинам для надлежащих продуктивных толщ может оказаться рентабельной. К тому же известные газовые залежи здесь содержат повышенные концентрации гелия, что существенно повышает их ценность.

В районе Ухтинской складки джьерские отложения характеризуются большим пло щадным распространением, чем живетские. Их выклинивание установлено лишь в северной и юго-западной частях описываемого района (рис. 122). Представлены они в основном пес чано-глинистыми породами, в которых на значительной части рассматриваемой территории развита туффито-диабазовая толща. Залегают джьерские отложения здесь на живетских, а в зоне отсутствия последних – непосредственно на фундаменте. Мощность пород джьерского горизонта в районе Ухтинской складки достигает 150 м.

С песчаными коллекторами джьерского горизонта в описываемом районе связаны за лежи нефти на Ярегском, Чибьюском и Порожском месторождениях. Нефть Ярегского ме сторождения тяжелая, вязкая. На Чибьюском месторождении в джьерских отложениях находилась литологическая залежь легкой нефти, приуроченная к песчано-галечниковому пласту мощностью 2-5 м. По данным Ф. М. Хамяляйнена, эта залежь со всех сторон была изолирована глинами и не содержала воды. В краевой северо-западной части, где отмечается флексурообразный изгиб слоев, она окаймлялась газоносной зоной. Располагалась данная за лежь на участке, примыкающем к Чибьюскому разлому субмеридионального простирания.

Дебиты нефти в некоторых скважинах достигали 70 т/сутки и газа 100 тыс. м3/сутки. К на стоящему времени эта залежь выработана.

На Порожском месторождении нефть из джьерских отложений получена в скважине 8. Здесь небольшая залежь установлена в зоне их выклинивания и приурочена к юго восточному периклинальному окончанию одноименной структуры, выделяемой по подошве доманикового горизонта. Залежь следует отнести к типу структурно-стратиграфических.

Отложения джьерского горизонта в районе Ухтинской складки также имеют заливо образное распределение. Крупный залив выделяется в южной части данного района. В его пределах нефтегазопроявления отмечались в керне скважин 140, 141, 142-Чомкосаель.

В северо-западной части описываемого района, в скважине 13-Тиманская, располо женной в пределах малоамплитудной Крохальской структуры, значительная часть джьерско Минерально-сырьевые ресурсы го горизонта приходится на песчаники, тонко переслаивающиеся с аргиллитами и алевроли тами. В керне, поднятом из этой скважины, песчаные пласты и прослои, по материалам Ф. М. Хамяляйнена и О. А. Солнцева, были пропитаны густой нефтью, в верхней части рав номерно, в нижней – участками. При опробовании джьерских пластов в этой скважине в ин тервалах 289,0-292,0 и 294,0-295,7 м получена вода. Эти отрицательные результаты при явной нефтенасыщенности пород по керну объясняются, вероятно, тем, что нефть здесь, как и на Ярегском месторождении, густая и вязкая.

Нефтегазопроявления в джьерских отложениях описываемого района установлены также на Катыдведьской площади. В скважине 3-Катыд-Ведь, расположенной на небольшой полузамкнутой структуре, Ф. Ф. Поливанным отмечено насыщение прослоя песчаников джьер ского горизонта нефтью. Поднятый здесь образец песчаника мощностью 15 см давал течь нефти.

Анализ нефтегазоносности джьерских отложений показывает, что все известные ме сторождения в районе Ухтинской складки, а также нефтегазопроявления располагаются в зонах разломов глубокого заложения субмеридионального и северо-западного простирания.

Это свидетельствует об определяющей роли разломов в миграции и аккумуляции углеводо родов в джьерском горизонте (Енцов, Кузнецов, 1982).

Тиманско-саргаевские отложения Отложения тиманского горизонта на рассматриваемой территории развиты повсеме стно. Сложены они в основном глинами и глинисто-карбонатными породами с прослоями песчаников, алевролитов и в ряде случаев туффитов. Мощность пород горизонта изменяется от 6-10 м до 160 м в районе Ухтинской складки.

Саргаевский горизонт на Южном Тимане представлен известковистыми глинами и мергелями. В тиманско-саргаевском комплексе выделяются пласты А и 1, нефтегазоносные на ряде месторождений.

На рис. 122 видно, что зоны максимальной мощности тиманско-саргаевских пород приурочены к западным и восточным районам рассматриваемого региона. На западе полоса больших мощностей протягивается от Зеленецкой площади на юге через скважину 805 Переволок, Ухтинскую складку к Эшмесской и Верховской площадям. В своде Ухтинской складки тиманско-саргаевские отложения выходят на дневную поверхность и частично раз мыты. Мощность их здесь достигает 200 м. В скв. 1 Верховской площади мощность описы ваемого комплекса равна 288 м. Характерно, что к зонам максимальных мощностей тиманско-саргаевских пород этого района приурочены весьма протяженные крупные анти клинальные структуры (Переволокская, Ухтинская, Верхне-Эшмесская). Примечательной является и вторая особенность, заключающаяся в том, что с увеличением общей мощности пород тиманско-саргаевского комплекса растет толщина и удельное содержание песчаных пластов и прослоев в нем и улучшаются коллекторские свойства песчаников. Так что при сутствующие здесь залежи нефти и газа в значительной мере обусловлены литологическим фактором и их следует рассматривать не как чисто структурные, а как структурно литологические.



Pages:     | 1 |   ...   | 24 | 25 || 27 | 28 |   ...   | 30 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.