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 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |   ...   | 17 |

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ухтинский государственный технический университет ...»

-- [ Страница 13 ] --

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 насыщению воды газом. Из подземной разведочной скважины №3м при абсолютной отметке забоя скважины - 180 – 190 м (при абсолютной отметке ВНК залежи нефти в III пласте, зале гающем на фундаменте – 55 – 60 м) из скважины фонтанировала газированная вода. Наблю дался выброс свободного углеводородного газа с 32 м от кровли фундамента, т.е с абсолютной отметки – 180 м из-под графито-слюдистых сланцев. Многочисленные скопле ния свободного углеволородного газа (в основном метана) были обнаружены при бурении скважин в пределах Ценрального участка Водного промысла, что очевидно, объясняется наиболее высоким гипсометрическим положением этого участка в пределах Ухтинской складки. Здесь после значительной дегазации месторождения фонтанирование скважин пре кратилось. 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 ис пытывает существенных колебаний. Среди растворенных в воде газов, по данным В. А. Ев докимова преобладает углекислый газ над метаном (Третьяков Г.И., 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 – 244м. 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. Стрижо ва при испытании скважины из метаморфических сланцев получено 10 м 3/сутки воды. Было определено, что в 1 м3 воды растворено 1 м3 метана. Состав газа выделявшегося из воды сле Минерально-сырьевые ресурсы дующий – СО2 – 0,11%, углеводородных – 90,8%, N + инертные – 9%. На западном 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 фундаменте. Кров ля 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 промысла. В скв.

1т при бурении в метаморфических сланцах в буровой раствор поступало значительное ко личество углеводородного газа, преимущественно метана – до 3-4см3 на 1 литр раствора.

Анализ образцов керна метаморфических сланцев показал, что в них содержится углеводо родный газ. В скв. 5т была отобрана проба воды метаморфических сланцев. Анализ ее пока зал, 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 образом, совер шенно четко выявляется газонасыщение вод фундамента Ухтинской складки.

Ярегское месторождение является одним из самых старых в Тимано-Печорской нефтегазоносной 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 яв ляется 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. По его предположению, после возникновения кливажа часть нефти из песчаников метаморфической толщи перешла в трещины. Наблюдая песчаники метаморфи ческой 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 игаза образовалась 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 – наличие пленочной и поровой нефти, образование на пленках нефти твердой корочки из адсорбиро ванных мелких частиц песка и глины, безводность 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 нефтью, чем водой, или если нефть заполняет газонасыщенный песчаник. В последнем слу чае 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 про мысла невозможно объяснить миграцией нефти из III пласта. На Ярегском участке нефте проявления в фундаменте встречаются на абсолютных отметках до -327 м, т.е. на 267 м ниже водонефтяного контакта залежи в III пласте и на 252 м ниже кровли фундамента. На Цен тральном участке, где нефтепроявления в фундаменте широко развиты, они встречаются на абсолютных отметках до - 321 м – 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 нефти в породы фундамента. Породы фундамента на Центральном участке Водного промыс ла и на Ярегском месторождении разбиты крутопадающими трещинами северо-западного простирания. При эксплуатации вод фундамента было доказано, что при создании депрессии они двигаются только вдоль этих трещин, а с северо-востока, т.е. со стороны предполагаемой Чибьюской залежи в III пласте, движение вод отсутствует. Если нефть и попала бы в трещи ны фундамента со стороны, она поднялась бы по ним вверх. Нефтепроявления же в фунда менте по площади широко развиты. Их можно объяснить просто, если допустить наличие «своей» нефти в фундаменте.

Интерес представляют нефтепроявления в скв. 254, расположенной в районе Чибьюс кого месторождения. III пласт, залегающий на породах фундамента водоносен. В фундамен те 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 Минерально-сырьевые ресурсы обнаружении пропитанных нефтью песчаников значительно ниже ВНК до 119 м можно объяснить по разному – или значительным поднятием ВНК, или отложением нефти совмест но 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 нефтепроявле ния 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. Ухта в пределах Центральной части Водного про мысла писал И. Н. Стрижов. Таким образом, район северной части Ухтинской складки насыщен 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 начала переливать. Стали переливать и некоторые другие скважины. Этот случай трудно объяснить с позиции органического происхождения газа в фундаменте (Третьяков Г.И., 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 5оС. 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.

Минерально-сырьевые ресурсы В 1988-89 гг. в своде Ухтинской складки (контур нефтеносности Ярегского место рождения) с целью изучения перспектив рифей-вендских отложений была пробурена пара 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 газо насыщенности отложений с глубиной. Отмечено массовое распространение в породах мель чайших газово-жидких включений (2-6 мкм), сингенетичных минеральному выполнению кварцево- карбонатных прожилков, заполненных водным раствором, жидкими УВ, битуми нозным веществом и газами. Гомогенизация этих включений, происходящая со с спадом температуры от 210-215С в низах вскрытого разреза до 140-160 С 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 (Мингалеева И.Х., 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 нефтегазовом потенциале. Зоны возможного нефтегазонакопления будут связаны лишь с те ми участками, которые отличаются сочетанием факторов, благоприятных для генерации, ак кумуляции 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 до стигать по нефти 925 млн. т геологических и 277 млн. т извлекаемых запасов, по газу млрд. м3 извлекаемых запасов (Л. А. Вокуев, 1998). Скопления нефти, по этим данным, сле дует 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 Международной научно-практической конференции «Прогноз нефтегазоносности фунда мента молодых и древних платформ, Казань, 2001 г. и др.), а также имеющийся материал по Тиману позволяют пересмотреть сложившиеся представления и рассматривать фундамент как самостоятельный объект поисков залежей нефти и газа, в результате чего резко увели чиваются перспективы ТПП. Особо следует остановиться на ловушках, связанных с корой выветривания 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 Минерально-сырьевые ресурсы ния составляют 13-17%. Кроме площадной коры выветривания там могут быть линейно тре щинные коры, связанные с зонами дизъюнктивных нарушений (Енцов, 1985).

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 непроница емых 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 ча сти Тимано-Печорской провинции полностью пройдены небольшим числом скважин. Буро выми и геофизическими работами установлено, что мощность их увеличивается от нуля на восточном склоне Тимана до более 1000 м в Ижма-Печорской впадине (Кремс А.Я., Вассер ман Б.Я., Матвиевская Н.Д., 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 изо пахит седьельских, нибельских и васькеркских пород, проанализированы известные в них нефтегазопроявления. При построении указанных карт использовались стратиграфические Минерально-сырьевые ресурсы разбивки, выполненные Л.И. Филипповой, И.В. Сазоновым, геологами КНЦ и другие мате риалы.

Рис. 114. Схема рельефа поверхности фундамента Южного Тиммана 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 – Нивьюс кий, 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. (4.1) 8) предопределяет возможность существования здесь стратиграфических ловушек. В случае, если песчаники перекрываются нефтегазонепроницаемыми экранами, в таких зонах возможно скопление углеводородов. Подстилающие породы фундамента здесь представлены, в основном, верхними пачками коры выветривания, которые также являются непроницаемыми (Енцов И.И., 1990) (рис. 115).

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 Минерально-сырьевые ресурсы ная с западных окраин Нибельской площади, происходит срезание верхних горизонтов свиты, вначале песчано-алевролитовой, затем песчано-аргиллитовой и, наконец, аргиллитовой пачки.

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 Минерально-сырьевые ресурсы род, 4 – районы, перспективные для поисков залежей нефти и газа в седьельских отложениях 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 (Енцов И.И., 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, 16 (Ен цов И.И., Шатов Ю.И., 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 (Енцов И.И., Шатов Ю.И., 1985).

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

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» (Кремс А.Я., 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 (Енцов И.И., 1980, 1985а). В одной из работ (Енцов И.И., 1985) приводится морфологическая схема стратиграфических и литологических лову шек 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 Минерально-сырьевые ресурсы эйфельских пород могут быть выявлены новые залежи, а на Западно-Изкосьгоринском и Роздинском месторождениях увеличены запасы газа.

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;

Минерально-сырьевые ресурсы 7 – скважины, давшие газ, 8 – скважины, давшие газ и воду, 9 – скважины, давшие нефть, 10 – скважины, давшие нефть и воду 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 интенсив ности 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 отложениях, 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 приро ста запасов газа целесообразно провести его доразведку. Есть основания полагать, что За падно-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.

Минерально-сырьевые ресурсы На северном окончании небольшого куполовидного поднятия, названного Южно Нямедским, расположенного в районе скважины 14 – Нямедь, в скважине 1/18 из эйфельских 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 полу чена 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, от мечалось 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 миллидарси. Очевидно, несколько западнее скважины 850 отложения эйфельского яруса бу дут газоносными, так как в этом направлении происходит воздымание пластов. Учитывая 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 скопления углеводородов участке залива в районе скважины 845-Черноречье эйфельские по роды 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, видимо, поступал из пласта 1б, так как эйфельские отложения в этой скважине, по промыс лово-геофизическим данным, довольно плотные, глинистые. Несколько южнее, в централь ной части залива (скважина 827 – Лек-Кем), в эйфельском ярусе появляются песчаные коллекторы, которые могут быть нефтегазоносными. Здесь представляет интерес структур ный нос, приуроченный 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.

Однако породы здесь, по данным промыслово-геофизических исследований, представлены преимущественно 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 вода. Испытание производилось в открытом стволе. Вода, видимо, поступала не из эйфель ских отложений, поскольку в эйфельском ярусе, по данным промысловой геофизики, кол лекторы 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 Минерально-сырьевые ресурсы залежи (рис. 118).

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 терригенная пачка толщиной 40-45 м. Мощность афонинского горизонта изменя ется 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 (Кремс А.Я., Вассерман Б.Я., Матвиевская Н.Д., 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 (Филиппова Л.И., 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 частности, стратиграфических ловушек нефти и газа, которые при традиционных методах поисков 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, Минерально-сырьевые ресурсы 8 – скважины, давшие газ.

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) представ лены проницаемыми песчаниками. На кривых КС они выделяются повышенными сопротив лениями, 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 изоли рованы 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 И.И., 1982). Перспективные на нефть и газ участки на рис. 119 заштри хованы. В пределах этих участков следует провести опробование живетских коллекторов в уже пробуренных скважинах. В случае технической невозможности выполнить в них опро Минерально-сырьевые ресурсы бовательские работы целесообразно пробурить новые скважины. Бурение в крупных, слабо изученных заливах, учитывая возрастание мощности песчаных коллекторов согласно изо пахитам яруса в целом, которые в свою очередь сообразуются с очертаниями линии выкли нивания, желательно выполнить по профилям, ориентированным вкрест простирания структур. В малых же по размеру заливах и более детально исследованных бурение следует производить, сообразуясь в каждом конкретном случае со степенью их изученности (бурение отдельных 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 нефтегазоносности 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 (Енцов И.И., Кузнецов Г.Е., 1982). Перспективные участки на рис. Минерально-сырьевые ресурсы заштрихованы.

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 аргиллитами. 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 рассматриваемого 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 (Енцов И.И., 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, м), наблюдалась жидкая нефть, а в керне с глубин 905,7-932,87 м при отмыве его водой от мечались выделения пузырьков газа. Однако при опробовании пород (интервал опробования 907-910 м) получена вода. Есть основания полагать, что в гипсометрически более высоких 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 Минерально-сырьевые ресурсы Изкось-Гора, расположенной в заливе в районе Роздинской площади, получен газ.

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 настоящему 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 Минерально-сырьевые ресурсы женной в пределах малоамплитудной Крохальской структуры, значительная часть джьерско 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 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 И.И., Кузнецов Г.Е., 1982).

Тиманско-саргаевские отложения Отложения тиманского горизонта на рассматриваемой территории развиты повсе местно. 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 – Пе револок, 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.

В Верхне-Ижемской структурной зоне, по имеющимся данным, выделяется крупная структура, простирающаяся от Зеленецкой площади к скважине 805 – Переволок и далее на север к Леккемской площади. Общая протяженность антиклинальной зоны здесь превышает 125 км. На Зеленецкой площади, в северной ее части, наблюдается небольшой пережим, обособляющий Зеленецкую структуру (рис. 123). В ее пределах в тиманских породах выяв лены залежи гелиеоносного газа. Газоносны пласты А, А1, А2, А3, сложенные песчаниками мощностью от 0,5 до 3 м. Притоки газа получены в скважинах 850, 851, 853, 854, 856, 859.

Южная периклиналь Зеленецкой структуры не оконтурена. Очевидно, залежь может быть прослежена на какое-то расстояние к югу.

Почти не изученным остается строение тиманско-саргаевских пород в пределах Минерально-сырьевые ресурсы огромной антиклинальной структуры между Леккемской и Зеленецкой площадями. Для ре когносцировочного изучения геологического строения и нефтегазоносности здесь рекомен дуется пробурить скважины по профилям вкрест простирания структуры, в том числе: скважины западнее скв. 1-Эжвадор, 3 скважины севернее скв. 805-Переволок. В случае при сутствия коллекторов здесь большая вероятность открытия новых высокогелиеносных зале жей, поскольку пласты в пределах этой структуры расположены гипсометрически выше, чем на Зеленецкой площади, где тиманские породы газоносны.

На северной периклинали этой крупной структуры в тиманских отложениях песчаные коллекторы имеются в скважинах 815 и 37-Изкось-Гора. Имеются они и на продолжении ан тиклинальной зоны в скважинах 838-Лек-Кем, 807-Изкось-Гора и в скважинах 802, 827-Лек Кем. В скважине 807-Изкось-Гора тиманские отложения опробованы совместно с нижеле жащими пашийскими, эйфельскими и породами фундамента. Получена вода. Широкий стра тиграфический диапазон опробования не позволяет утверждать, из каких пластов происходил приток воды. Для выяснения нефтегазоносности тиманских отложений этого района целесообразно пробурить скважину между скважинами 815 и 37-Изкось-Гора, между скважинами 838-Лек-Кем и 807-Изкось-Гора и между скважинами 802 и 827- Лек-Кем.

Несколько восточнее описанной антиклинальной зоны от скв. 21-Изкось-Гора к Нямедской площади протягивается цепочка структур. Однако коллекторы имеются лишь на Нямедской антиклинали. Поэтому в разряд перспективных для поисков залежей нефти и газа в тиманско-саргаевских отложениях отнесена лишь эта структура. На Западно Изгосьгоринской, Роздинской и Кушкоджской площадях коллекторы отсутствуют. В скв. 9 Нямедь из тиманских отложений при опробовании получена вода. Поиски залежей газа на Нямедской площади следует вести попутно с поисками на эйфельские отложения.

На расположенной еще восточнее цепочке структур коллекторы в тиманско саргаевских образованиях имеются на Чернореченском поднятии в скв. 841. Для оценки га зоносности пород желательно пробурить дублирующую скважину.

В районе Ухтинской складки в тиманском горизонте наблюдается чередование песча но-глинистых пород. В отличие от джьерского разреза здесь возрастает роль глин. Песчаные пласты и рослои развиты, в основном, в средней и верхней частях горизонта, слагая пласты А и 1 местной номенклатуры. Мощность тиманских пород в районе изменяется от 60 до 150 м.

Саргаевский горизонт здесь представлен преимущественно глинистыми породами с прослоями песчаников и известняков. Мощность саргаевских пород изменяется в относи тельно небольших пределах – от 30 до 48 м.

Пласт А залегает в средней части тиманского горизонта и содержит небольшую за лежь газа в Верхне-Чутинской структуре. На Нижне-Чутинском поднятии при проходке это го пласта, по материалам Ф.М. Хамяляйнена, в скважине 98 наблюдался газонефтяной выброс высотой до 10 м. Газопроявления на Нижне-Чутинской площади отмечались и при проходке скважины 3 – «Казенная» в 1912 г. Опробование данного пласта в ряде скважин Нижне-Чутинской площади дало приток воды.

Пласт 1 приурочен к верхней части тиманского горизонта и содержит непромышлен ные залежи нефти на Нижне-Чутинской и Лыаельской площадях. На Нижне-Чутинской структуре, осложняющей Ухтинскую складку севернее Ярегского месторождения, продук тивный пласт залегает на глубине около 55 м. Суточные дебиты нефти изменялись от 36 до 4400 кГ (при среднесуточном дебите 477 кГ) и резко снижались за непродолжительное время работы. Общая мощность пласта 1 на данной площади составляет 42 м. Нижняя его половина обводнена.

Нефтегазопроявления в пласте 1 установлены также в ряде скважин небольшой Верхне-Чутинской структуры, расположенной на северном периклинальном окончании Ух тинской складки. Притоки нефти из пласта 1 в скважинах данной площади исчислялись де сятками килограммов в сутки.

В скважине 16 – Тиманская, приуроченной к северо-восточному склону Ухтинской складки, в пласте 1 встречены пропитанные нефтью песчаники. Однако при их испытании Минерально-сырьевые ресурсы получен приток воды.

Рис. 122. Карта перспектив нефтегазоносности джьерских отложений в районе Ухтинской складки Условные обозначения:

1 – линия выклинивания джьерских отложений, 2 – изогипсы кровли джьерских пород, 3 – скважины, 4 – месторождения нефти: 1) Ярегское, 2) Чибьюское, 3) Порожское, 5 – разломы, 6 – участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа, 7 площади:

А – Леккемская, Б – Чомкосаельская, В – Седьюская, Г – Крохальская, Д – Катыдведьская, 8 скважины, в которых в джьерских отложениях зафиксированы нефтегазопроявления Минерально-сырьевые ресурсы Рис. 123. Карта перспектив нефтегазоносности тиманско-саргаевских отложений Верхне Ижемской структурной зоны Условные обозначения:

1 – изогипсы подошвы доманикового горизонта, 2 – изопахиты тиманско-саргаевских отло жений, 3 – скважины, 4 – участки, перспективные для поисков залежей нефти и газа, 5 – скважины, рекомендуемые для бурения, 6 – площади и структуры: 1) Вежаюская, 2) Зеленецкая, 3) Эжвадорская, 4) Чернореченская, 5) Изкосьгоринская, 6) Переволокская, 7) Войвожская, 8) Седьельская, 9) Нямедская, 10) Леккемская Минерально-сырьевые ресурсы Пятнистое нефтенасыщение керна тиманских отложений наблюдалось по скважине 140-Чомкосаель, 139-Лек-Кем и 10-Седью.

В саргаевском горизонте в районе Ухтинской складки существенных нефтегазопрояв лений не отмечено.

Перспективы нефтегазоносности тиманско-саргаевских отложений здесь связываются как с антиклинальными, так и с неантиклинальными ловушками (Енцов И.И., Кузнецов Г.Е., 1982). Антиклинальные залежи нефти и газа вероятны в пределах малоамплитудной Кро хальской структуры (рис. 124). На ней в скважине 13-Тиманская в тиманских отложениях имеются пласты песчаника, пропитанного нефтью. Породы тиманского горизонта в данной скважине на приток флюида не испытаны. В зонах развития разломов, рассекающих осадоч ный чехол, могут быть тектонически экранированные ловушки (Енцов И.И., Кузнецов Г.Е., 1982). Вдоль разломов, кроме того, могли формироваться шовные структуры, не выявленные в данный момент из-за слабой и неравномерной изученности района.

На Среднем Тимане тиманско-саргаевские отложения представлены глинистыми и глинисто-карбонатными разностями с прослоями песчаников и алевролитов. Здесь выделя ются Верховская и Эшмесская антиклинальные структуры, приуроченные к узким горстооб разным выступам фундамента, с юго-запада и северо-востока ограниченные разломами в рифейском метаморфическом комплексе пород (рис. 125). Для данных структур характерно увеличение мощности тиманско-саргаевских пород от крыльев поднятий к их сводам. Так, на Верховском поднятии мощность тиманско-саргаевского комплекса изменяется от 178-185 м в скважинах 2 и 4 до 238 м в сводовой скважине 1. Тот факт, что максимальные мощности тиманско-саргаевских пород приурочены к приподнятым участкам структур, свидетельству ет об инверсионной природе названных поднятий. Во время отложения тиманско саргаевских осадков районы Верховской и Эшмесской структур представляли собой впади ны. Очевидно, это были узкие протяженные грабены в фундаменте, которые в результате по движек по отмеченным разломам впоследствии превратились в горсты и обусловили появление Верховской и Эшмесской антиклиналей (Енцов И.И., 1985б).

Данные поднятия бурением изучены слабо. На Верховской площади тиманско саргаевские породы пройдены полностью лишь тремя скважинами (1, 2, 4). Большая же часть структуры располагается к югу от пробуренных скважин. Все они ликвидированы без прове дения промыслово-геофизических исследований и опробования. В керне, по материалам В.П.

Пономарева и др., в поддоманиковом осадочном комплексе встречены песчаники и алевро литы, которые могут быть коллекторами углеводородов. В скважине 1 после ее ликвидации наблюдались выделения углеводородного газа с большим содержанием гелия.

На Эшмесской структуре тиманско-саргаевская толща полностью вскрыта скважина ми 1, 2, 3 – Эшмес, 14 – Белая Кедва и, частично, скважиной 7 – Черная Кедва. В скважинах 1 и 2, по данным промыслово-геофизических исследований, в описываемых отложениях имеются песчаные коллекторы. Один из песчаных пластов в скважине 1 на глубинах 574,5 580,0 м в верхней его части характеризуется высокими значениями электрического сопро тивления, присущими для нефтегазонасыщенных коллекторов (Енцов И.И., 1985б).

По данным Г.Е. Кузнецова, в районе Эшмесской антиклинали фундамент рассекает глубинный разлом субширотного простирания, по которому территория, приуроченная к се веро-восточному периклинальному окончанию, по поверхности фундамента опущена. Учи тывая, что юго-западная часть Эшмесской структуры по поверхности фундамента более приподнята, можно предполагать о существовании подъема слоев к юго-западу и о нефтега зонасыщении песчаных пластов тиманско-саргаевской толщи.

Приведенные материалы позволяют утверждать, что в пределах Верховского и Эшмесского поднятий породы тиманско-саргаевского комплекса могут быть нефтегазонос ными. Учитывая вышеизложенное, имеется настоятельная необходимость вернуться к раз ведке этого района, в основном, с целью поисков залежей гелиеносного газа. Здесь на первых порах целесообразно пробурить скважины вкрест простирания Верховской и Эшмесской Минерально-сырьевые ресурсы структур южнее ранее пробуренных скважин.

Рис. 124. Карта перспектив нефтегазоносности тиманско-саргаевских отложений в районе Ухтинской складки Условные обозначения:



Pages:     | 1 |   ...   | 11 | 12 || 14 | 15 |   ...   | 17 |
 





 
© 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.