Full Text

Введение В настоящей работе приводятся результаты детализации строения доманиково-фаменской части разреза на территории Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского эталонных участков. Данная работа базируется на основе проведенных лабораторно-аналитических исследований керна, а также анализа, обобщения и частичной переинтерпретации имеющейся геолого-геофизической информации по верхнедевонской рифогенной толще. Район настоящих исследований находится на севере Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на территории Ненецкого автономного округа и Республики Коми (рис. 1). В тектоническом отношении Морошкинский участок расположен в Денисовской впадине, Усть-Цилемский участок - в Ижма-Печорской впадине на стыке Ижемской и Ерсинской ступеней. Северо-Тэбукский участок - в Ижма-Печорской впадине на территории Тиманской гряды, Нерицкой ступени и Омра-Лыжской седловины. Корреляция разрезов скважин Верхнедевонская рифогенная толща в Тимано-Печорской провинции является перспективным нефтепоисковым объектом, о чем свидетельствуют фактические результаты проведенных ранее поисково-разведочных работ. В непосредственной близости от изучаемых участков находятся месторождения углеводородов, где промышленные залежи приурочены в том числе и к отложениям верхнего девона. В частности, рядом с Морошкинским участков расположены Командиршорское, Северо-Командиршорское, Харьягинское и Среднехарьягинское месторождения, Усть-Цилемским участком - Низевое и Южно-Низевое, Северо-Тэбукским участком - Западно-Тэбукское. Рис. 1. Обзорная карта размещения эталонных участков Исследуемая часть разреза осадочного чехла входит в состав доманиково-турнейского карбонатного нефтегазоносного комплекса, в большинстве скважин охватывая разрез от доманикового горизонта среднефранского подъяруса до нюмылгского горизонта верхнефаменского подъяруса включительно [1, 2]. В ряде скважин присутствуют также отложения турнейского яруса. На территории Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского участков преимущественно карбонатная доманиково-фаменская толща имеет практически повсеместное распространение. Отложения характеризуются сильной изменчивостью по стратиграфической полноте разреза, литологическому составу и мощности. Для получения наиболее полного представления о развитии верхнедевонских отложений и проведения качественной корреляции исследование толщи выполнялось с привлечением дополнительных данных по 22 скважинам, расположенным вблизи границ участков. Изучение разреза проводилось на основе принципа корреляции разнофациальных толщ, детально разработанного Дж.Л. Уилсоном [3] и предложенного для Тимано-Печорской провинции М.М. Грачевским [4] с учетом результатов работ Б.П. Богданова [5, 6], Л.А. Гобанова [7], Л.В. Пармузиной [8], А.В. Соломатина [9], В.С. Цыганко, П.А. Безносова [10], В.Вл. Меннера [11], Е.Л. Петренко [12, 13], З.П. Юрьевой [14, 15], А.В. Дуркиной [16]. В результате проведенной корреляции разрезов откорректированы некоторые стратиграфические границы, определен объем литолого-стратиграфических подразделений, выделены реперные пачки, хорошо отображаемые на геофизических диаграммах, и прослеживаемые карбонатные пласты, известные геологам как Ф1, Ф2, Ф3, Ф4, Ф5, и межпластовые пачки. На рис. 2 представлена схема корреляции по разрезам скважин, пробуренных на территории Усть-Цилемского участка. При составлении схем корреляции привязка к фациальным зонам осуществлялась на основе работы [17] и исследований, проведенных в ООО «ТП НИЦ» [18]. Усть-Цилемский участок На Морошкинском участке нефтегазоносный комплекс представлен доманиковым горизонтом среднефранского подъяруса, ветласянским, сирачойским, евлановским и ливенским горизонтами верхнефранского подъяруса, нижне-, среднефаменским подъярусами и нерасчлененными верхнефаменскими отложениями зеленецко-нюмылгского возраста. Полностью комплекс вскрыт бурением на участке двумя скважинами: скв. 2 и скв. 3 Северо-Командиршорскими. Мощность его изменяется незначительно и составляет 934 и 936 м соответственно. Разрезы скважин в исследуемом интервале достаточно хорошо сопоставляются на диаграммах, полученных с помощью геофизических исследований скважин (ГИС). Волгоградский горизонт нижнефаменского подъяруса легко выделяется на диаграммах радиоактивного каротажа и кажущегося сопротивления (КС), четко прослеживается глинистая пачка в его кровле. Также хорошо прослеживаются пачка терригенных пород, слагающая ветласянский горизонт, и глинисто-карбонатные пачки в отложениях елецкого и зеленецкого + нюмылгского горизонтов. В разрезе скв. 2 Северо-Командиршорской единичными находками брахиопод подтвержден тиманский возраст отложений в интервале 4252,1-4257,1 м, уточнена подошва саргаевского горизонта. Отсутствие фаунистических данных о возрасте не позволяет конкретизировать стратиграфическую принадлежность глинистой пачки с идентичной геофизической характеристикой, выявленной в разрезах скв. 2 Северо-Командиршорской в интервале 3273-3286 м, скв. 31 Морошкинской в интервале 3198-3212 м и скв. 144 Среднехарьягинской в интервале 2813-2825 м. Условно пачка отнесена к турнейскому возрасту. Исследуемая толща характеризуется тремя фациальными типами отложений. Образования доманикового горизонта формировались в зоне развития рифовых систем конденсированных (доманикоидных) отложений и толщ заполнения. Терригенные отложения ветласянского горизонта представлены осадками толщ заполнения в относительно глубоководных доманикоидных (конденсированных) фациях. Евлановско-нюмылгский интервал разреза представлен отложениями мелководного шельфа. В евлановском, ливенском и волгоградском горизонтах преобладают терригенные породы, в задонском, елецком, усть-печорском и зеленецко-нюмылгском - карбонатные. На Усть-Цилемском участке исследуемый комплекс представлен средним и верхним подъярусом франского яруса и нижнефаменским подъярусом. Отложения доманикового горизонта развиты на всей площади и отвечают двум литофациальным зонам: зоне карбонатной формации мелководного шельфа (скв. 1 Усть-Цилемская и скв. 40 Хабарихинская) и зоне развития рифовых систем конденсированных (доманикоидных) отложений и толщ заполнения Рис. 2. Схема корреляций верхнедевонских отложений (район скв. 1-5 Низевой площади, скв. 1 Брыкаланской и скв. 1 Двойниковой). Стратиграфически наиболее полные разрезы (присутствуют отложения франского яруса и нижнефаменского подъяруса) наблюдаются на востоке территории участка, примыкающей к Кипиевской ступени. Значительное сокращение мощности комплекса в разрезах скважин западной части участка за счет стратиграфической его неполноты характерно для отложений мелководного шельфа. Отмечается постепенное выпадение из разреза сначала задонского горизонта (скв. 5 Низевая), затем всего нижнефаменского подъяруса (скв. 1 Усть-Цилемская и скв. 40 Хабарихинская). В разрезах скважин на Низевой площади фаменский ярус представлен маломощным задонским горизонтом нижнефаменского подъяруса. В разрезах скважин, пробуренных в западной части участка (скв. 1 Усть-Цилемская и скв. 40 Хабарихинская), нижнефаменские отложения полностью отсутствуют. Мощность комплекса изменяется от 224 м (скв. 1 Усть-Цилемская) до 476 м (скв. 1 Двойниковая). В разрезе доманикового горизонта преобладают карбонатные породы. В подошве горизонта прослеживается пачка (по керну скв. 1 Сосьянской), сложенная известняками темновато-серыми, тонкозернистыми, слабоглинистыми, доломитизированными, пиритизированными, перекристаллизированными, плотными, крепкими, выраженная высокими значениями на кривых, полученных при нейтронном гамма-каротаже (НГК) и КС, отмеченная на схеме корреляции цветом. Вышезалегающий разрез отличается преимуществом пород терригенного состава. Ветласянская глинистая пачка также хорошо прослеживается и выделяется в разрезе высокими показаниям гамма-каротажа (ГК), каротажа собственной поляризации (ПС), низкими значениями нейтронного гамма-каротажа и КС. В кровле сирачойского горизонта прослеживается песчано-алевролитовая пачка мощностью 3-4 м. На Северо-Тэбукском участке в разрезах скв. 93 Кабантыской, 80 Кыкаельской и 52 Ваньюской доманиково-фаменский интервал представлен доманиковым горизонтом среднефранского подъяруса, ветласянским и сирачойским, нерасчлененными евлановским и ливенским горизонтами верхнефранского подъяруса, нижним и средним подъярусами фаменского яруса. Нижнефаменский подъярус представлен волгоградским, задонским и елецким горизонтами, среднефаменский подъярус - усть-печорским горизонтом. В разрезах скв. 10 Тиманской, 1 Порожской и 1 Айювинской Печора-Петролеум фаменские образования представлены отложениями только нижнего подъяруса. Мощность комплекса изменяется от 506 м (скв. 1 Порожская) до 763 м (скв. 93 Кабантыская). По схожести геофизической характеристики, характерной конфигурации кривых ГИС, стратиграфической полноте, с учетом фациального анализа в исследуемой толще выделены три типа разреза. Отложения доманикового, ветласянского, а в скв. 93 Кабантыской и скв. 52 Ваньюской еще сирачойского и евлановского возраста, сформировались в зоне конденсированных (доманикоидных) отложений и толщ заполнения глинисто-карбонатного состава. Разрез скв. 10 Тиманской характерен для отложений, сформировавшихся в карбонатной формации мелководного шельфа. Этот же тип разреза установлен в сирачойско-елецкой терригенно-карбонатной толще в скв. 1 Порожской и 1 Айювинской Печора-Петролеум, также в ливенско-усть-печорском интервале в скв. 80 Кыкаельской и скв. 52 Ваньюской и в толще, покрывающей рифогенные образования в скв. 93 Кабантыской. Зона развития рифовых систем, конденсированных (доманикоидных) отложений и толщ заполнения представлена рифогенными породами ливенского горизонта в разрезе скв. 93 Кабантыской. Геохимические исследования В настоящей работе приведены результаты геохимических исследований верхнедевонских рифогенных отложений скважин, пробуренных на территории Морошкинского, Усть-Цилемского и Северо-Тэбукского участков. Сводная геохимическая характеристика изученных разрезов представлена в таблице. Массовые исследования проводились методами люминесцентной битуминологии, включали определение содержания органического углерода (Сорг) в породах, пиролиз пород методом Rock-Eval. Молекулярная структура битумоида изучалась методом ИК-спектроскопии [19], фракционный состав - тонкослойной хроматографией [20]. Состав углеводородов-биомаркеров (н-алканы, изопреноиды) определялся методом газожидкостной хроматографии [21]. Органическое вещество исследовалось также микроскопически в шлифах по методике Е.С. Ларской [22]. При интерпретации результатов геохимических исследований использовались литературные источники [23-31]. Содержание Сорг в породах (по медианным значениям) последовательно снижается вверх по разрезу от доманиковых отложений (0,86 %) до 0,07 % в задонском горизонте и 0,22 % в елецком (рис. 3). Однонаправленно изменяется содержание в породах углеводородов нефтяного ряда (пиролитический параметр S1): от 0,6 мг/г породы (медианное значение для доманиковых отложений) до 0,07-0,08 мг/г в породах задонского и елецкого горизонтов. Нефтематеринские породы, представленные глинистыми известняками и доломитами межрифовых фаций, встречены преимущественно в доманиковом, сирачойском, евлановском и ливенском горизонтах франского яруса. К таким породам относится 44 % исследованных образцов. Величина S2, характеризующая остаточный нефтегенерационный потенциал пород, высока в доманиковых отложениях (медианные значения S2 - 6,9 мг/г). В нерасчлененных доманиково-ветласянских отложениях S2 снижается до медианного значения 1,4 мг/г породы и затем, вплоть до елецкого горизонта, не превышает 0,3 мг/г на породу. Повсеместно присутствует миграционный битумоид, идентифицируемый микропетрографически по расположению в микротрещинах и межзерновом пространстве. Концентрации хлороформенного битумоида (Бхл), по данным люминесцентно-битуминологического анализа, варьируются от следовых (0,0001 %) до повышенных (3,75 %). Геохимическая характеристика пород Геологический возраст Литология Сорг, % на породу Бхл, % на породу S1, мг/г породы S2, мг/г породы Tmax, °С Диапазон градаций катагенеза минимальное максимальное медианное D3dm Известняки, мергели, доломиты, аргиллиты 0,02 0,0009 0,04 0,11 414-451 ПК3-МК2 9,4 2,5 6,30 76,56 1,26 0,09 0,60 6,92 D3dm+vt Аргиллиты, алевролиты, песчаники 0,86 0,0009 0,10 0,47 438-440 МК1 0,86 0,01 0,11 2,27 0,86 0,006 0,11 1,37 D3src+vt Аргиллиты, доломиты 0,23 0,0002 0,06 0,28 438 МК1 0,72 0,02 0,14 0,38 0,48 0,0019 0,10 0,33 D3src Известняки, песчаники, доломиты 0,02 0,0002 0,08 0,11 421-436 ПК3-МК1 0,65 0,12 0,25 4,07 0,19 0,001 0,09 0,22 D3ev Алевролиты, аргиллиты, известняки, сульфатно-глинистая порода 0,09 0,0001 0,00 0,00 437-490 МК1-МК4 0,25 0,0025 0,03 0,13 0,17 0,0006 0,02 0,07 D3ev+lv Известняки, доломиты, алевролиты, песчаники, мергели 0,03 0,0000 0,04 0,07 435 МК1 0,86 0,08 0,81 17,83 0,24 0,0006 0,10 0,23 D3zd Известняки 0,04 0,0001 0,07 0,20 441-446 МК2 0,10 0,08 0,09 0,22 0,07 0,01 0,08 0,21 D3el Известняки, доломиты 0,13 0,00 0,04 0,13 407-443 ПК3-МК1 0,31 0,24 1,35 1,59 0,22 0,0009 0,07 0,25 Примечание: Сорг - содержание органического углерода; Бхл - содержание хлороформенного битумоида; S1, S2, Tmax - пиролитические параметры. Далее приведены детальные геохимические характеристики верхнедевонских рифогенных отложений, позволяющие оценить их перспективы и углеводородный потенциал. Породы доманикового горизонта представлены известняками в скв. 1 и скв. 4 Низевой площади, Сосьянской скв. 1, Усть-Цилемской скв. 1 Усть-Цилемского участка, мергелями в Северо-Командиршорской скв. 2 на Морошкинском участке, переслаиванием терригенных и карбонатных пород в Двойниковой скв. 1 и Тиманской скв. 10 Северо-Тэбукского участка. Сингенетичное органическое вещество наблюдается в шлифах в виде сгустков и микропрожилок колломорфного сапропелевого органического вещества и углистого детрита. В межзерновом пространстве и микротрещинах видны примазки битуминозного вещества. Содержание Сорг колеблется в широком диапазоне: от 0,02 до 9,4 %, медианное значение Сорг - 1,3 %. Наиболее высокие концентрации Сорг (3-9 %) отмечаются в мергелях Тиманской скв. 10, обладающих богатым генерационным потенциалом (от 27,4 до 76,6 мг/г породы), который не успел реализоваться в полной мере - зрелость пород соответствует протокатагенезу (ПК3). Здесь же отмечается повышенная битуминозность (β - от 15 до 27 %), обусловленная как сингенетичными смолисто-асфальтеновыми битумоидами ранней стадии генерации, так и миграционными (аллохтонными) компонентами. По пиролитическим данным в доманиковых отложениях Тиманской скв. 10 на территории Северо-Тэбукского участка фиксируется зона аккумуляции углеводородов (S1 - 1,9-6,3 мг/г породы). В других скважинах породы доманикового горизонта менее битуминозны: содержание Бхл - не более 0,156 %, S1 - менее 0,5 мг/г породы. Остаточный потенциал соответствует категории «удовлетворительный» (S2 = 2,2-3,5 мг/г) в отдельных прослоях Двойниковой скв. 1 (2363,4-2367,2 м) и Сосьянской скв. 1 (2257,4 м) Усть-Цилемского участка, в остальных случаях - «бедный» (не превышает 0,6 мг/г породы). В нерасчлененных доманиково-ветласянских отложениях, представленных терригенными породами в Низевой скв. 4 Усть-Цилемского участка, содержание Сорг составляет 0,86-1,3 %, битумоиды окислены, концентрация Бхл не превышает 0,01 %, спиртобензольного битумоида (Бсб) - 0,06 %. По молекулярной структуре битумоид имеет признаки сингенетичного, образованного в начальной фазе углеводородной генерации. Породы ветласянского горизонта исследованы в скв. 10 Тиманской площади Северо-Тэбукского участка. Содержание Сорг составляет 0,57 %, Бхл - 0,0019 %, Бсб - 0,005 %. Битумоид легкомаслянистый, окисленный. По данным пиролиза, породы являются бедными в отношении генерационного потенциала и катагенетически незрелыми (S2 - 0,73 мг/г породы, ПК3). Породы сирачойского горизонта характеризуются относительно пониженной концентрацией Сорг: от 0,02-0,19 % в скважинах Среднехарьягинской и Северо-Командиршорской площадей Морошкинского участка до 0,37-0,65 % в скважинах Усть-Цилемской и Брыкаланской площадей Усть-Цилемского участка. Битуминозность пород также низкая: медианные содержания Бхл - 0,0012 %, Бсб - 0,005 %. Возрастание концентрации битумоидов (до 0,118 % Бхл), отмеченные в породах Брыкаланской скв. 1 на Усть-Цилемском участке, обусловлено вкладом миграционной составляющей: в составе Бхл до 70 % приходится на углеводороды. По результатам пиролиза, содержание углеводородов нефтяного ряда (S1) не превышает 0,3 мг/г породы; содержание пиролитических углеводородов (S2) на уровне 2-4 мг/г породы при Tmax = 435 °C (МК1) позволяет говорить об удовлетворительном генерационном потенциале органического вещества, вступившего в главную зону нефтеобразования. Рис. 3. Диаграммы распределения концентрации Сорг, битумоидов, пиролитических показателей, коэффициента битуминозности (β) Битуминозность пород из Северо-Командиршорской скв. 2 и Среднехарьягинской скв. 144 на Морошкинском участке намного ниже, но также обусловлена миграционными компонентами: при низком содержании Сорг (≤ 0,04 %) коэффициент битуминозности β составляет 50-75 %, а в составе Бхл до 70 % занимают углеводороды. По составу н-алканов битумоиды аналогичны битумоидам доманикового горизонта, особенно в Среднехарьягинской скв. 144. В евлановском горизонте концентрации органического углерода и битумоидов существенно падают: Сорг - от 0,09 до 0,25 %, содержание Бхл - от 0,0001 до 0,0025 %. Битумоиды окисленные, легкомаслянистые или маслянисто-смолистые. В нерасчлененных евлановском и ливенском горизонтах содержание органического углерода - от 0,03 до 0,86 %, медианное значение - 0,24 %. Повышенные концентрации отмечаются в породах скв. 1 и скв. 4 Низевой площади и Сосьянской скв. 1 на Усть-Цилемском участке. Присутствуют миграционные битумоиды, окисленные, в низких концентрациях: медианное значение содержания Бхл составляет 0,0009 %, Бсб - 0,005 %. Лишь в отдельных прослоях Северо-Командиршорской скв. 13 Морошкинского участка содержание Бхл достигает 0,08 %, Бсб - 0,06 %. В Низевой скв. 4 на глубине 1951,3 м присутствует катагенетически незрелый (Tmax = 421 °С) кероген III типа (по классификации Б. Тиссо, Д. Вельте) в концентрации Сорг = 0,86 %. По фракционному составу все битумоиды очень близки: 40-48 % приходится на углеводород, 52-60 % - на смолисто-асфальтеновые компоненты. Однако по молекулярной структуре и углеводородному составу фиксируются различия. Так, в Северо-Командиршорской скв. 13 ИК-спектры битумоидов пород с глубины 3872,5 и 3877,8 м отличаются долей неразветвленных насыщенных цепей, ароматичностью и окисленностью, что обусловлено относительно повышенным вкладом миграционных компонентов в битумоид с глубины 3872,5 м. Битумоиды из Морошкинской скв. 31, Среднехарьягинской скв. 144, Северо-Командиршорской скв. 13, расположенные на территории Морошкинского участка, близки по конфигурации ИК-спектров и кривых молекулярно-массового распределения н-алканов. Породы волгоградского горизонта, представленные известняками из Морошкинской скв. 31 (Морошкинский участок), отличаются крайне низкой битуминозностью (Бхл ≤ 0,0002 %, Бсб ≤ 0,0006 %). Нерасчлененные задонско-волгоградские отложения, представленные известняками из скв. 1 Двойниковой площади на Усть-Цилемском участке, при содержании Сорг = 0,68 % характеризуются также очень низкой битуминозностью, обеспеченной присутствием легкого и легкомаслянистого битумоида (Бхл - 0,0003 %). Породы содержат кероген III типа, находящийся в зоне нефтяного окна, но обладающий низким остаточным потенциалом (S2 ≤ 0,3 мг/г породы). Породы задонского горизонта представлены известняками в скв. 2 Командиршорской площади (Морошкинский участок) и скв. 10 Тиманской площади (Северо-Тэбукский участок). Содержание Сорг крайне низкое - менее 0,1 %. Концентрации битумоидов значительно выше в породах Командиршорской скв. 2 (Бхл - 0,026 %, Бсб - 0,036 %), тогда как в породах Тиманской скв. 10 средние концентрации Бхл составляют 0,0003 %, Бсб - 0,001 %. Битумоиды Северо-Командиршорской скв. 2 смолистые, как окисленного, так и смешанного характера, а битумоиды Тиманской скв. 10 маслянистые и маслянисто-смолистые и имеют окисленный характер. В составе битумоидов высока доля углеводородов (53 %), причем они в основном насыщенные (42 %). Среди изопреноидов доминирует фитан (Pr/Ph 0,7-0,8). Низкие значения отношений изопреноидов к н-алканам свидетельствуют о довольно значительной преобразованности органического вещества. Породы елецкого горизонта, представленные известняками, в разной степени глинистыми, с прослоями мергелей и доломитов, характеризуются невысокими концентрациями органического углерода (Сорг - от 0,13 до 0,31 %, медианное значение - 0,25 %), прямая зависимость наблюдается между концентрациями Сорг и битумоидов. По данным пиролиза, органическое вещество во всех изученных образцах относится к III типу (гумусовому), катагенетическая зрелость которого отвечает подстадиям ПК3-МК1. Значения пиролитических параметров в целом по комплексу низкие: S1 - от 0,07 до 0,15 мг/г, S2 - менее 0,3 мг/г породы. Исключение составляет Северо-Командиршорская скв. 13 Морошкинского участка с битуминозным прослоем в интервале 3656,2-3667,2 м, обусловленным высокой долей эпигенетичных компонентов (концентрация Бхл - 0,235 %, β - 78 %, S1 - 1,4 мг/г породы). Битумоиды окислены, за исключением битумоида известняка из интервала 3649,6-3667,2 м в скв. 13 Северо-Командиршорской площади Морошкинского участка. Помимо повышенных концентраций (Бхл - 0,235 %, Бсб - 0,156 %), он имеет смолисто-асфальтеновый состав, смешанный характер (коэффициент нейтральности - 1,51), высокий коэффициент битуминозности (78 %), относительно повышенные значения пиролитических параметров (S1 - 1,4 мг/г, S2 - 1,6 мг/г породы), отвечающие зоне микроаккумуляции углеводородов. Породы усть-печорского горизонта представлены известняком в Морошкинской скв. 31, содержащим маслянисто-смолистый (миграционный) битумоид в низкой концентрации (Бхл - 0,0025 %). В нюмылгском и зеленецком горизонтах битуминозность пород выше, чем в нижележащих известняках усть-печорского горизонта: Бхл - до 0,04 %, Бсб - до 0,08 %. Битумоиды в основном окисленные, смолистые. Во фракционном составе почти равны доли насыщенных углеводородов и тяжелых смол (32-37 %), по 12 % приходится на ароматическую фракцию и асфальтены. В Морошкинской скв. 31 присутствует сингенетичное органическое вещество, представленное частицами водорослевого детрита, дисперсными пятнами и колломорфными сгустками сапропелевого органического вещества. Промыслово-геофизические исследования На основании комплексного анализа результатов лабораторно-аналитических исследований керна и материалов промыслово-геофизических исследований выделены коллекторы, проведена оценка их количественных параметров и характера насыщенности. При интерпретации материалов ГИС использованы литературные источники [32-39]. Критерием для оценки коллекторских свойств пород выбран коэффициент пористости. Определение пористости по нейтронному гамма-каротажу проведено способом двух опорных пластов с применением зависимостей АО «КамНИИКИГС». Петрофизическое обеспечение интерпретации данных ГИС с целью оценки расчета параметров для выделения пластов-коллекторов в продуктивных интервалах базировалось на данных исследования керна. Для оценки количественных параметров карбонатных коллекторов использованы результаты стандартных исследований керна: открытая пористость, абсолютная газопроницаемость, объемная плотность. Изучение коллекторов в верхнедевонском комплексе и характер их распределения по площади и по разрезу главным образом основывается на данных материалов промыслово-геофизических исследований. По данным ГИС дана прогнозная оценка характера насыщения коллекторов. Разделение пластов-коллекторов на водонасыщенные и нефтенасыщенные в перспективных интервалах осуществлялось на качественном уровне с применением метода нормализации с учетом результатов опробования скважин в открытом стволе и испытаний в колонне [40]. На территории Морошкинского участка анализ материалов ГИС и керна проведен по шести скважинам, пробуренным на исследуемом участке с привлечением данных 12 скважин, расположенных вблизи его границ. Изучение зависимости «плотность - пористость» по керну показало, что плотность пород изменяется в малых пределах (2,44-2,83 г/см3), поэтому зависимость не установлена. Определение пористости по методу НГК проведено способом двух опорных пластов. За опорные пласты принимались чистые плотные известняки задонских отложений с пористостью 1,0 % и терригенные отложения визейского возраста с максимальными значениями Kп [41]. Для расчета пористости перспективных интервалов, не представленных керном, по данным керновых исследований и ГИС была построена зависимость двойного разностного параметра по НГК от коэффициента пористости (ΔIнгк = f(Kп)) для проницаемых пропластков (рис. 4). Рис. 4. Зависимость ΔIнгк = f(Kп). Морошкинский участок Анализ макро-, микроописания керна и результаты лабораторно-аналитических исследований верхнедевонских рифогенных отложений показали, что коллекторы на Морошкинском эталонном участке представлены преимущественно низкопористыми известняками, в основном глинистыми и тонкозернистыми, а также органогенными известняками, доломитами известковистыми. Породы в основном крепкие, слаботрещиноватые. Трещины преимущественно субгоризонтальные, волнистые, встречаются прямые, короткие, залеченные глинистым материалом либо кальцитом. По результатам переинтерпретации данных ГИС, анализа данных испытаний и опробования, лабораторных исследований керна можно сделать вывод о преимущественном развитии в продуктивных частях разреза на изучаемой площади трещинного и трещинно-кавернового типа коллектора [42]. Интервалы разреза, перспективные для выявления коллекторов, выделены в отложениях доманикового, сирачойского, задонского, елецкого, усть-печорского горизонтов и нерасчлененной толщи нюмылгско-зеленецкого возраста. Характер насыщения пластов-коллекторов в выделенных интервалах при наличии данных по некоторым скважинам позволил применить метод нормализации, для чего были сопоставлены кривые нейтронного гамма-каротажа и нормализованные кривые бокового каротажа (рис. 5). По взаимному поведению кривых можно судить о характере насыщения: если в исследуемом интервале фиксируется приращение, то существует вероятность присутствия в нем продуктивных пластов-коллекторов, насыщенных нефтью или газом. Если кривые совпадают, то пласты, вероятнее всего, водонасыщенные. На основании этого подхода были изучены интервалы коллекторов, выявленных в карбонатных породах в разрезах скв. 31 Морошкинской, скв. 2, 13 Северо-Командиршорских, а также 144 Среднехарьягинской. В разрезе скв. 31 Морошкинской предположительно нефтенасыщенные коллекторы выявлены в доманиковом, сирачойском, задонском, елецком, усть-печорском и нюмылгском + зеленецком горизонтах. В доманиковых отложениях в результате опробования получена минерализованная вода, в результате испытаний пластов в задонских отложениях притока не было. В разрезе скв. 144 Среднехарьягинской в интервалах выявленных коллекторов положительных приращений между методами НГК и бокового каротажа не отмечено, возможно, коллекторы водонасыщенные. Результатами опробования коллекторов сирачойского горизонта зафиксирован приток минерализованной воды. В разрезе скв. 2 Северо-Командиршорской предположительно нефтенасыщенные коллекторы выявлены в отложениях доманикового, сирачойского, задонского, елецкого, усть-печорского и нюмылгского + зеленецкого горизонтов. По результатам испытаний из интервала доманиковых отложениий получен приток нефти дебитом 0,8 м3/сут. В разрезе скв. 13 Северо-Командиршорской предположительно нефтенасыщенные коллекторы выделены в доманиковом, сирачойском, задонском, елецком, усть-печорском и нюмылгском + зеленецком горизонтах. При опробовании доманиковых отложений получена минерализованная вода. Расхождения в оценке насыщения по данным ГИС и опробования возможны по ряду причин технического характера: не учтены условия вскрытия бурением, кольматация призабойной зоны, гидродинамические характеристики пластов и др. На территории Усть-Цилемского участка анализ материалов ГИС и керна проведен по десяти скважинам, расположенным на исследуемом участке с привлечением данных пяти скважин, пробуренных вблизи его границ. Петрофизическая зависимость «плотность - пористость» по керну приведена на рис. 6. Видно, что плотность пород изменяется в малых пределах (2,28-2,83 г/см3), однако между этими параметрами существует тесная связь. Определение пористости по методу НГК проведено способом двух опорных пластов с применением полученных зависимостей. За опорные пласты приняты плотные известняки доманикового возраста с пористостью 1,0-1,5 % и терригенные евлановско-ливенские отложения с максимальными значениями Kп. Для расчета пористости перспективных интервалов, не представленных керном, была построена по данным керновых исследований и ГИС зависимость ΔIнгк = f(Kп) для проницаемых пропластков (рис. 7). На основе полученной зависимости в исследуемой толще рассчитаны значения пористости и выделены коллекторы. Анализ литологического описания, результатов геохимических и петрофизических исследований керна верхнедевонских рифогенных отложений показал, что коллекторы на Усть-Цилемском эталонном участке представлены известняками тонкозернистыми, кавернозными, с наличием водорослевых известняков и органических остатков, а также доломитами замещения. По результатам комплексного исследования (переинтерпретация материалов ГИС, использование данных испытаний и опробования, лабораторных исследований керна) можно сделать вывод о преимущественном развитии в продуктивных частях разреза на изучаемой площади смешанного типа коллектора, поровое пространство которых включает в себя как системы трещин, так и межзерновые полости, каверны. Рис. 5. Оценка характера насыщения интервалов, содержащих пласты-коллекторы, методом нормализации. Морошкинский участок: - интервал коллекторов Интервалы, перспективные для выявления коллекторов, выделены в отложениях доманикового горизонта в разрезах большинства скважин, пробуренных на участке, кроме скважин 1 Усть-Цилемской, 40 Хабарихинской и 1 Сосьянской. Из этих интервалов при опробовании скв. 1 Брыкаланской и скв. 1 Двойниковой в открытом стволе получена минерализованная вода. В отложениях елецкого горизонта выделены единичные прослои коллекторов в разрезах скв. 1 Брыкаланской (1,5 м) и скв. 1 Двойниковой (10,5 м), при опробовании в открытом стволе скв. 1 Двойниковой притока не получено. Имеющиеся данные по некоторым скважинам позволили применить метод нормализации, для чего были сопоставлены кривые нейтронного гамма-каротажа и нормализованные кривые бокового каротажа (рис. 8). Если в интервале изучаемого разреза фиксируется приращение, то существует вероятность присутствия в нем пластов, насыщенных нефтью или газом. С этим подходом были изучены интервалы коллекторов, выявленных в карбонатных породах доманикового возраста в разрезах скважин 1-5 Низевой площади. Карбонатные коллекторы Рис. 6. Сопоставление пористости и объемной плотности пород по керну. Усть-Цилемский участок Рис. 7. Зависимость ΔIнгк = f(Kп). Усть-Цилемский участок доманикового возраста можно отнести к нефтенасыщенным условно. Опробование и испытания отложений в этом интервале не проводились. На территории Северо-Тэбукского участка анализ материалов ГИС и керна проведен по шести скважинам, пробуренным в пределах границ исследуемого участка, с привлечением данных четырех скважин, расположенных вблизи. Петрофизическая зависимость «плотность - пористость» по керну представлена на рис. 9. Определение пористости по методу НГК проведено способом двух опорных пластов с применением полученных зависимостей. За опорные пласты приняты выдержанные по площади плотные известняки елецкого горизонта и терригенные отложения евлановско-ливенского возраста с максимальными значениями Kп. Пористости плотных пластов определены по керну и составляют для опорного пласта 1,0-1,5 %. По данным НГК эти пласты характеризуются максимальными значениями НГК при минимальных в случае гамма-каротажа. Для расчета пористости перспективных интервалов, не представленных керном, построена по данным керновых исследований и ГИС зависимость ΔIнгк = f(Kп) для проницаемых пропластков (рис. 10). На основе полученной зависимости рассчитаны значения пористости и выделены коллекторы. В скв. 1 Айювинская Печора-Петролеум из-за отсутствия данных по радиоактивному каротажу рассчитать коэффициенты пористости не представляется возможным, однако по результатам опробования интервалы, включающие в себя пласты-коллекторы, были выделены на качественном уровне. Рис. 8. Оценка характера насыщения интервалов, содержащих пласты-коллекторы, методом нормализации. Усть-Цилемский участок: - интервал коллетора Рис. 9. Сопоставление пористости и объемной плотности пород по керну Северо-Тэбукский участок Рис. 10. Зависимость ΔIнгк = f(Kп). Северо-Тэбукский участок Анализ литологического описания, результатов геохимических и петрофизических исследований керна верхнедевонских рифогенных отложений показал, что коллекторы сложены известняками и доломитами, пористость которых варьируется в пределах 7,97-22,22 %. На основании комплексного анализа результатов промыслово-геофизических исследований разреза и изучения керна можно предположить преимущественное развитие в продуктивных частях разреза коллекторов смешанного типа, поровое пространство которых включает в себя как системы трещин, так и межзерновые полости, каверны [42]. Интервалы, перспективные для выявления коллекторов, выделены в отложениях доманикового, сирачойского и евлановско-ливенского возраста. Единичные прослои коллекторов определены в разрезе скв. 80 Кыкаельской в отложениях задонского и елецкого горизонтов и разрезе скв. 93 Кабантыской в усть-печорском горизонте. В результате опробования в открытом стволе скв. 1 Айювинская Печора-Петролеум из интервала коллекторов доманикового и сирачойского горизонтов получена минерализованная вода. Достоверно оценить характер насыщения карбонатных коллекторов сложно из-за недостаточного количества информации. Выводы Представленные материалы позволяют сделать следующие выводы: 1. Отложения доманикового горизонта содержат органическое вещество в основном II, иногда I типа, находящееся в зоне нефтяного окна (МК1-МК2). В евлановском горизонте органическое вещество III (гумусового типа) обладает очень низким генерационным потенциалом, несмотря на катагенез МК1-2, соответствующий главной фазе нефтеобразования. Органическое вещество в евлановско-ливенских отложениях представлено исходным сапропелевым (Северо-Командиршорская площадь Морошкинского участка) и гумусовым материалом (Морошкинская площадь Морошкинского участка, Усть-Цилемская, Брыкаланская, Низевая площади Усть-Цилемского участка) и по степени преобразованности охватывает подстадии катагенеза от ПК3 на Усть-Цилемском участке (Низевая скв. 1, 4, Сосьянская скв. 1) до МК2 в скважинах Северо-Командиршорской площади Морошкинского участка. Породы задонского и волгоградского горизонтов находятся в главной зоне нефтеобразования (МК2), однако бедны органическим веществом. Известняки елецкого горизонта из Двойниковой скв. 1 (Усть-Цилемский участок) cодержат органическое вещество III (гумусового) типа, но являются катагенетически незрелыми (ПК3); в Северо-Командиршорской скв. 13 (Морошкинский участок) находятся в зоне нефтяного окна (МК1). 2. Зоны микроаккумуляции (повышенных концентраций) битумоидов связаны с областями развития нефтематеринских пород и выделяются в доманиковом горизонте Сосьянской скв. 1 и в сирачойском горизонте Брыкаланской скв. 1 (Усть-Цилемский участок), Тиманской скв. 10 (Северо-Тэбукский участок). В скв. 13 Северо-Командиршорской площади (Морошкинский участок) зоны микроаккумуляции прослежены в евлано-ливенских отложениях и в елецком горизонте. Битумоиды характеризуются преимущественно углеводородно-смолистым составом (содержание углеводородов - от 26 до 67 %, содержание смол - от 28 до 58 %). 3. При последовательном рассмотрении состава битумоидов пород различных геологических возрастов отмечается удивительное постоянство их фракционного состава Бхл: в нем стабильно высока доля углеводородных фракций (40-72 %), среди которых могут преобладать как насыщенная, так и ароматическая составляющая. Подобие состава и распределения насыщенных углеводородов при переходе от нижележащих к верхним горизонтам позволяет говорить о наличии вертикальной миграции и едином генетическом источнике. 4. По результатам пиролиза установлен низкий нефтематеринский потенциал большинства изученных объектов. Богатым потенциалом обладают породы доманикового горизонта Низевой скв. 4 и Тиманской скв. 10. Средним и удовлетворительным потенциалом обладают породы сирачойского и ветласянского горизонтов Двойниковой скв. 1 и Брыкаланской скв. 1 и доманикового горизонта Сосьянской скв. 1 на территории Усть-Цилемского участка. 5. Карбонатные коллекторы имеют сложное строение пустотного пространства; в них наблюдается интенсивное развитие трещиноватости, кавернозности. 6. На территории эталонных участков установлена значительная изменчивость фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. 7. Переинтерпретация материалов ГИС выявила неоднозначность установления эффективных толщин.

About the authors

Nikolay E. Sosnin

Author for correspondence.
Email: kamniikigs@rusgeology.ru
15 Krasnoflotskaya st., Perm, 614016, Russian Federation

PhD in Geology and Mineralogy, Head of the Department of the Volga-Urals Oil and Gas Potential

Tatyana A. Kazakova

Email: tkazakova_1946@mail.ru
15 Krasnoflotskaya st., Perm, 614016, Russian Federation

Lead Engineer

Svetlana G. Filipyeva

Email: sgfq@mail.ru
15 Krasnoflotskaya st., Perm, 614016, Russian Federation

Deputy Head of the Department of the Volga-Urals Oil and Gas Potential

Daria I. Vasyanina

Email: geochim@niikigs.ru
15 Krasnoflotskaya st., Perm, 614016, Russian Federation

Senior Researcher

Iraida S. Batova

Email: batovaira@yandex.ru
15 Krasnoflotskaya st., Perm, 614016, Russian Federation

Researcher

References

Statistics

Views

Abstract - 209

PDF (Russian) - 81

PDF (English) - 33

Refbacks

• There are currently no refbacks.