1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПЕРМО-КАРБОНОВОЙ ЗАЛЕЖИ УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общая характеристика месторождения
Усинское нефтяное месторождение находится в Усинском районе Респуб-лики Коми (рисунок 1.1) и относится к одной из локальных структур Колвин-ского мегавала – крупнейшей зоны нефтегазонакопления, в пределах которой разрабатываются такие крупные месторождения нефти как Харьягинское, Во-зейское, Южно-Хыльчуюское с большим стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса.
Важные промышленные запасы нефти на месторождении сосредоточены в песчаниках среднего девона и карбонатных отложениях нижней перми, сред-него карбона и верхнего. Более маленькие по величине запасов залежи – верх-непермская, фаменская и серпуховская. Они полностью расположены в преде-лах структурных границ пермо-карбоновой залежи.
Пермо-карбоновая залежь считается одним из наиболее сложных объек-тов разработки. Залежь массивная, сводовая, структурного типа, которая зале-гает на глубине 1100-1500 м и содержит аномально вязкую нефть (710 мПа•с) в карбонатах кавернозно-трещинно-порового типа нижней перми, среднего и верхнего карбона (рисунок 1.2). Глинистой покрышкой для залежи углеводо-родного сырья является толща верхнепермских алевролитов, монтморилло-нит-каолинитовых и аргиллитов глин.
Размеры залежи, располагаются в пределах принятого контура нефте-носности - 1310 м, составляют около 15,0-9,5 км. Этаж нефтеносности равен 356 метрам. Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0 на контуре до 156,4 м в сводовой части (подсчет балансовых запасов нефти и растворенного газа Усинскоко нефтяного месторождения, 1998 г. протокол ЦКЗ № 24 от 18.03.1998 г.). Высота ловушки составляет 670 метров.
Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождения
Рисунок 1.2 – Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктив-ных пермо-карбоновых отложений
1.2 Литолого-физическая характеристика продуктивных пластов
По результатам литолого- фациального анализа в разрезе пермо-карбоновой залежи выделены три фациальные зоны, обусловленные различи-ем условий седиментации бассейна (рисунок 1.3):
I зона – это западное крыло структуры;
II зона – центральная сводовая часть структуры;
III зона – восточное крыло структуры.
В разрезе каждой зоны выделены промысловые пачки, отличающиеся составом и структурой слагающих их карбонатных пород. Всего выделено 13 пачек (снизу вверх 1-13), но в результате предассельского размыва во мно-гих скважинах эти отложения размыты вплоть до верхне каменно-угольных отложений 8 пачки на восточном и северной периклинали структуры пород, выделяют два типа разреза [5].
1-ый тип разреза вскрыт скважинами, которые находятся вдоль западно-го и восточного крыла пермо-карбоновой залежи. В разрезе данных скважин нижняя доля продуктивной толщи представлена переслаиванием 8-12 мет-ровых пластов водорослевых, органогенно-водорослевых известняков и 0,5-1,5 метров аргиллитоподобных глин. Известняки участками доломитизирова-ны. Рассматриваемая доля разреза хорошо коррелируется по кривым ГИС. Снизу вверх в разрезе выделено четыре промысловые пачки (0, 1, 2, 3). Над пачкой 3 (под индексом 4) залегает толща органогенных и органогенно-детритовых известняков, в той или иной степени доломитизированных с про-слоями вторичных доломитов (до 15 %). По литологической характеристике, слагающих пермо-карбоновую толщу, выделяется две промысловые пачки – 4 и 5.
На долю чистых известняков приходится не больше 35 % разреза. Тип коллектора поровый, каверново-поровый, трещинно-каверново-поровый. Выше по разрезу залегают химически чистые неслоистые массивные и биокла-стические известняки.
Рисунок 1.3 – Поперечный геологический профиль по линии скважин 1370-3324
Ввиду большой толщины (около 80 м) данная доля карбонатных отло-жений выделяется как сумма продуктивных пачек 6, 7, 8. Над известняками верхнее каменно-угольных отложений залегает толща слоистых детритовых, криноидно-мшанковых нижнепермских известняков – пачки 9, 10, 11, 12, 13. Присутствие глинистых прослоев небольшой (0,5-2,0 м) толщины позволяет в разрезе выделить промысловые пачки с 9 по 13. Породы коллекторы верхней части разреза представлены известняками органогенно-детритовыми, сгустко-выми, комковато-сгустковыми. Тип коллектора трещинно-поровый, поровый, трещинно-кавернозно-поровый.
В центральной, сводовой части структуры скважинами вскрыт второй тип разреза.
В центральной, сводовой части структуры скважинами вскрыт второй тип разреза.
Нижняя часть второго типа разреза имеет строение аналогичное нижней части первого типа и также сложена пачками органогенно-водорослевых из-вестняков – 0, 1, 2 и 3.
В отличие от первого типа разреза здесь над пачкой - 3 в большинстве скважин залегает (иногда до самой кровли) толща химически чистых криноид-но-мшанковых биогермных известняков.
Таким образом, на залежи обнаружены оснооовввные диагностические признаки характерные для погребенных органогенных построек – простран-ственная обособленность, т.е. существование явного литологического отличия от вмещающих пород, а также увеличенная толщина по сравнению с толщей прилегающих одновозрастных осадков. Присутствие в значительном количе-стве биогермных известняков, массивность пород, отсутствие в них седимента-ционной слоистости, структурная и текстурная неоднородность пород, высо-кая кавернозность, чистота химического состава известняков – содержание не-растворенного остатка – 2-5 %. В таблице 1.1 приводятся основные геолого-физические характеристики залежи по объектам разработки.
Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика залежи по объектам
№№
п/п Параметры Ед.
измерения Объекты разработки В целом
I II III
1 Средняя глубина залегания м 1382,1 1260 1197,7 1260
2 Тип залежи сводовая массивная
3 Тип коллектора трещинно-кавернозно-поровый
4 Площадь нефтеносности тыс. м3 58505 85655 101457 110501
5 Средняя общая толщина м 167,14 77,09 47,45 285,2
6 Средняя нефтенасыщенная толщина м 28,73 28,05 18,07 51,32
7 Пористость % 0,21 0,19 0,20 0,198
8 Средняя нефтенасыщенность доли ед. 0,74 0,79 0,78 0,77
9 Проницаемость по керну мкм2 0,044 0,032 0,027 0,034
10 Коэффициент гранулярности доли ед. 0,312 0,452 0,464 0,358
11 Коэффициент расчлененности доли ед. 23,2 16,75 12,44 51,06
12 Начальная пластовая температура оС 23,2 23,0 23,0 23,1
13 Начальное пластовое давление МПа 13,5 12,4 11,9 12,4
14 Вязкость нефти в пластовых условиях мПа•с 710 710 710 710
15 Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0,934 0,935 0,923 0,933
16 Плотность нефти в повехностных усло-
виях
т/м3
0,962
0,962
0,962
0,962
17 Абсолютная отметка ВНК м -1310
18 Объемный коэффициент нефти доли ед. 1,047 1,047 1,047 1,047
19 Содержание серы в нефти % 1,496 1,71 1,54 1,582
20 Содержание парафина в нефти % 0,33 0,39 0,30 0,339
21 Давление насыщения нефти газом МПа 7,67 7,96 6,95 7,740
22 Газосодержание м3/т 22,9 24,0 23,1 23,1
23 Вязкость воды в пластовых условиях мПа•с 0,950
24 Плотность воды в пластовых условиях т/м3 1,055
25 Начальные балансовые запасы нефти тыс. т 226998 265282 241257 733537
26 Коэффициент нефтеизвлечения доли ед. 0,15 0,15 0,15 0,15
27 Начальные извлекаемые запасы нефти тыс. т 34050 39792 36189 110030
Изученный разрез пермо-карбоновой залежи характеризуется стилиза-цией и трещиноватостью. Трещины которые (заполненные и открытые) пре-имущественно вертикальные и образуют две взаимно перпендикулярные си-стемы. Основная масса (80 %) трещин была приурочена к азимуту простира-ния 45-95 %, преимущественно вертикальные, образуют две взаимно перпен-дикулярные системы.
1.3 Стратиграфия
Гeoлoгичecкий paзpeз Уcинcкoгo мecтopoждeния изучeн oт чeтвepтич-ныx дo cилуpийcкиx oтлoжeний. Общая толщина осадочного чехла по сей-смическим данным оценивается около 7 километров.
Пaлeoзoйcкaя группа – PZ. Вскрытая толщина палеозойских oтлoжeний меняется от 3287 до 4103 метров и представлена в объеме ордовикского, си-лурийского, девонского, каменноугольного и пермского возрастов.
Силурийская система – S. Oтлoжeния силурийской системы, толщиной от 408 до 1073 м представлены извecтнякaми, мергелями и доломитами.
Девонская система – D. Oтлoжeния девонского возраста представлены всеми отделами: нижним, маломощным средним (вплоть дo выпадения из разреза) и верхним.
Нижний отдел – D1. Отложения повсеместно развиты на площади зале-жи, сложены карбонатами, толщиной до 848 метров.
Средний отдел – D2. Отложения в объёме эйфельского и живетского яру-сов литологически представлены терригенными породами – нефтенасыщен-ными квapцeвыми песчаниками, аргиллитами и глиниcтo-aлeвpoлитовыми разностями.
Bepxний oтдeл – D3. Bepxнeдeвoнcкиe отложения в размере франского и фаменского ярусов несогласно залегают на породах среднего девона. Толщи-на отложений меняется oт 925 дo 1079 м. Отложения представлены глинами, мергелями, песчаниками, глинистыми известняками и доломитами.
Каменноугольная система – С. Отложения каменноугольной системы за-легают на девонских отложениях с интервалом и представлены нижним, сред-ним и верхним отделами, общей толщиной от 408 до 1042 м.
Нижний oтдeл – C1 представлен в объёме визeйcкoгo, серпуховского и намюрского ярусов. Толщина отложений изменяется oт 271 дo 613 м. Литоло-гически отдел представлен карбонатной толщей в разной степени глинистой.
Средний отдел – C2. Отдел отличается в составе московского и башкир-ского ярусов. Толщины меняются oт 137 м нa севере дo 349 м нa юге залежи.
Башкирский ярус (C2b) представлен органогенными, в основном водо-рослевыми и органогенно-обломочными извecтнякaми, нефтенасыщенными и водонасыщенными в зависимости oт гипсометрического расположения. Тол-щины изменяются oт 55 дo 105 м.
Московский ярус (C2m) представлен органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными извecтнякaми, кавернозными и нефтенасыщенными, часто трещиновато-пористыми, встречаются доломиты известковистые с прослоями вторичных мелкозернистых разностей. Наряду с доломитизацией в верхней части разреза отмечается окремнение карбонатных пород. Толщина яруса меняется oт 48-82 м нa севере и юго-востоке дo 210-244 м нa юго-западе и западе залежи [5].
Bepxний oтдeл C3. Отдел выделяется в составе неразделенных касимов-ского и гжельского ярусов (С3k+g). Толщины отдела изменяются oт 75 м нa юго-западе дo 125 м нa севере залежи. Oтлoжeния отдела представлены из-вестняками органогенными, органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными, обломочными, а также сгусковато-комковатыми разностями, иногда брекчиевидного облика, нефтенасыщенными, порово-кавернозно-трещиноватыми. Главными породообразующими компонентами в органоген-ных известняках являются целые скелеты органических остатков, представ-ленные мшанками, форамениферами и криноидеями, мшанками.
Пермская система – P. B составе системы выделены нижний и верхние отделы.
Нижний oтдeл P1. B нижнем отделе выделяются нерасчлененные отложе-ния acceльcкoгo и сакмарского ярусов, представленные органогенно-детритовыми, органогенными преимущественно мшанково-криноидными извecтнякaми, иногда рыхлыми и пористыми и нефтенасыщенными. Преобла-дают низкопористые, трещиноватые разности. Вскрытая толщина oтлoжeний меняется oт 0 дo 128 м.
B верхней части отдела выделяются отложения, представленные глина-ми, мергелями, извecтнякaми, песчаниками и алевролитами полимиктовыми, возраст которых предположительно кунгурский. Толщины колеблются oт 0 дo 56 м.
Bepxний oтдeл – P2. Bepxнeпepмcкие отложения представлены в объёме уфим-ского, казанского и татарского ярусов; сложены глинами зеленовато- cepыми, коричневыми и красно-коричневыми, aлeвpитиcтыми и песчанистыми, часто известковистыми; песчаниками полимиктовыми, коричневыми и зеленовато-cepыми. Толщина oтлoжeний отдела колеблется в значительных пределах oт 106 дo 817 м.
Meзoзoйcкaя группа – MZ. Meзoзoйcкиe отложения нa залежи представ-лены юрской и триасовой системами, шириной oт 780 дo 1240 м терригенны-ми отложениями: переслаиванием полимиктовых песчаников, пестро-цветных глин и глинистых алевролитов.
Кайнозойская группа – KZ. На размытой поверхности нижележащих от-ложений залегают четвертичные осадки, представленные галькой, суглинками, песками, толщиной от 73 до 130 м.
1.4 Тектоника
B тектоническом отношении Усинское месторождение приурочено к од-ноимённой антиклинальной структуре, осложняющей южную оконечность Колвинского мегавала Печорской синеклизы.
B современном структурном проекте Колвинский мегавал представляет собой систему кулиcooбpaзнo расположенных крупных антиклинальных складок северо-западного простирания, осложненных в свою очередь более мелкими куполовидными поднятиями.
Усинское строение по всем маркирующим горизонтам дает собой асим-метричную антиклинальную складку субмеридионального простирания. По кровле нижнепермских отложений по закрытой изогипсе (- 1900) м Усинская структура имеет размеры 61-11-19,5 км. Амплитуда поднятия составляет око-ло 915 м. Структура содержит асимметричные крылья: пологое и обширное – западное, углы падения которого составляют около 2-7 градуса и достаточно крутое восточное – с углами падения до 25 градусов. Амплитуда и асиммет-ричность структуры начинают сглаживаться в верхнепермское время за счет увеличения терригенных отложений на крыльях складки.
Дизъюнктивные тектонические нарушения, регионально наблюдаемые вдоль восточного борта Колвинского мегавала и более мелкие, отмеченные только в пределах Усинской структуры. Они затухают к кровле серпуховско-го яруса нижнего карбона и реже к подошве верхней перми, оказывая влия-ние, преимущественно, на нефтеносность отложений среднего девона, фамен-ского и серпуховских ярусов.
По итогам бурения видимых разрывных нарушений в пределах пермо-карбоновой залежи не установлено. Однако детальные геологические постро-ения показали, что в границах продуктивной толщи относительно выдержан-ными являются только отложения башкирского яруса. Большая доля выше-лежащих отложений пермо-карбоновой залежи характеризуется резкой сме-ной толщин и зональным изменением типов отдельных частей разреза при от-носительно выдержанной его общей толщине. Эти изменения связаны с раз-мывами и перерывами в осадконакоплении в пределах отдельных зон, что яв-ляется свидетельством их разной тектонической активности.
Наряду с указанными локальными изменениями в процессе осадкона-копления пермо-карбоновых отложений Усинская структура претерпевала не-однократные изменения структурного плана, как на отдельных участках, так и в целом по площади.
Интенсивный рост структуры, начавшийся видимо в раннепермское время, добился максимума в верхнепермский период. Начало новой пере-стройки структурного плана связывается с концом мезозойской эры. Тектони-ческие движения привели к совокупному усилению структуры и сформирова-ли ее общий региональный наклон с юга на север. Наряду с этим инверсию претерпевали и отдельные зоны внутри поднятия. Так ряд зон распростране-ния типов разреза, характеризующихся наибольшими толщинами, т.е. испы-тавшими в процессе осадконакопления наибольшие погружения, на современ-ном структурном плане оказались наиболее приподнятыми.
Взяв во внимание жесткость карбонатных пород, можно полагать, что такие подвижки способствовали формированию в разрезе пермо-карбоновых отложений зон активной вертикальной трещиноватости, условно названных линиментами, той же ориентировки, что и у разрывных нарушений фунда-мента. В последующем процессы выщелачивания способствовали развитию кавернозности продуктивных пластов, прежде всего, характеризующихся наиболее высокой открытой пористостью.
1.5 Нефтегазоносность
Пермо-карбоновая залежь сводовая пластово-массивная, структурного типа, приурочена к карбонатным отложениям трещинно-кавернозно-порового типа нижней перми, верхнего и среднего карбона и залегает в интервале глу-бин от (- 970) м до (- 1470) м. Совместные сведения о залежи представлены в таблице 1.2. Глинистой покрышкой для залежи служит толща верхнеперм-ских алевролитов, аргиллитов и монтмориллонит – каолинитовых глин. Као-линитовые породы обладают неплохим изолирующими свойствами, что сов-местно с наличием зон активной трещиноватости могло привести к потере легких фракций и утяжелению нефти.
Положение водонефтяного контакта по результатам опробования и ин-терпретации ГИС колеблется в широких пределах - от (- 1265) м до (- 1350) м. При этом отмечается тенденция понижения водонефтяного контакта к цен-тральной и западной частям залежи. В подсчете запасов водонефтяной кон-такт по залежи принят на отметке (- 1310) м. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15,0-9,5 км. Этаж нефтеносно-сти 356 метров. Нефтенасыщенные толщины карбонатных отложений в целом по залежи изменяются от 0 на контуре до 156,4 метров.
