|
УДК 553.98.041 |
|
|
|
© В.H. Данилов, 1993 |
Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности северной части гряды Чернышева
В.Н. ДАНИЛОВ (Ухтанефтегазгеология)
Проведение параметрического и поискового бурения в восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны - ВАСЗ - (Верхнеадзьвинская впадина) и в северной части гряды Чернышева (Хоседаюская антиклинальная зона и Тальбейский блок) в 1990-1991 гг. обозначило новое перспективное направление для развертывания разведочных работ на нефть (рис. 1).
Район работ имеет крайне сложное тектоническое строение, что обусловлено наличием крупных региональных разломов в сочетании со взбросовой и надвиговой тектоникой. Он простирается с юго-запада на северо-восток на расстояние до 40 км (при средней ширине 5-8 км) от места сочленения с валом Гамбурцева до сочленения с Талотинским валом (см. рис. 1 и рис. 2) и включает в себя структуры: Адзьвинскую, Восточно-Адзьвинскую, Северо-Адзьвинскую, Юраюскую, Южно-Степковожскую и Степковожскую. В 1991 г. выявлен еще ряд структур (Кушвожская, Нядейтинская и др.), что значительно увеличивает площадь перспективных земель. За исключением Юраюской структуры, расположенной в Верхнеадзьвинской впадине, остальные находятся в пределах различных блоков гряды Чернышева.
Геологическое строение района рассмотрено в ряде работ (Н.И. Тимонин, Б.И. Тарбаев и др.). Результаты исследований показали, что гряда Чернышева является шовной чешуйчато-надвиговой структурой, сформировавшейся в позднетриасово- раннеюрское время над системой разломов в фундаменте.
Наиболее простое строение имеет Южно-Степковожская структура, расположенная в пределах Тальбейского блока. Это блоковая горстообразная структура (рис. 3, а), отделенная от Верхнеадзьвинской впадины тектоническим нарушением с амплитудой около 100 м, от Косью-Роговской впадины разломом с амплитудой до 600 м и перекрытая «козырьком» Нядейтинского надвига. Размер структуры в пределах приподнятого блока 2х10,5 км с максимальной отметкой по кровле нижнего девона в пределах замкнутой изогипсы минус 3800 м.
Юраюская структура, расположенная в южной части Верхнеадзьвинской впадины (см. рис. 2, 3, б), является типично приразломной структурой, примыкающей с севера к тектоническому нарушению, отделяющему ее от взброшенного Хоседаюского блока. Амплитуда нарушения около 100 м. Размер ее в пределах замкнутой изогипсы минус 3700 м 1х9 км с максимальной отметкой в приразломной зоне минус 3250 м. К северу, через седловину, расположена Кыктыская структура с максимальной отметкой в апикальной части минус 3650 м.
Северо-Адзьвинская и Восточно-Адзьвинская структуры расположены в северной части Хоседаюской антиклинальной зоны и генетически однотипны (см. рис. 3, б, в). Это клиновидно выжатые блоки взбросонадвигового характера. Структуры разделены седловиной с изогипсой минус 3200 м и сдвинуты по простиранию, что, по-видимому, связано с влиянием Нядейтинского надвига. Восточная часть Северо-Адзьвинской структуры упирается в зону тектонического нарушения, отделяющего Хоседаюскую антиклинальную зону от Тальбейского блока и имеет максимальные отметки минус 2600 м. К югу, через нарушение, структура переходит в Адзьвавомскую депрессию. Размер структуры в пределах взброшенного блока по кровле нижнего девона 1,2х6,5 км, амплитуда северного нарушения около 100 м, на юге от 600 до 200 м с уменьшением в западном направлении. Восточно-Адзьвинская структура имеет почти аналогичный характер и конвергенцию сместителей в западном направлении. К северу, через нарушение, структура граничит с Верхнеадзьвинской впадиной. На юге, через нарушение, переходит в Адзьвавомскую депрессию с амплитудой 500-700 м, уменьшающейся к востоку. Скважиной Восточная Адзьва-1 смеситель взбросо-надвига пройден на глубине 3725 м, нижнедевонские отложения в автохтоне вскрыты в более полном объеме, чем в аллохтоне, амплитуда при этом составила 1065 м.
Проведенное поисково-параметрическое бурение позволило уточнить геологическое строение района и историю его развития, определить основные нефтегазоносные комплексы, перспективные для поисков залежей нефти.
В результате работ установлена продуктивность и высокие перспективы ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (НГК), получены притоки нефти, в том числе и промышленные (Южно-Степковожская площадь), из отложений верхнего девона, а также выявлены признаки нефтенасыщения в пермских отложениях.
Доля ордовикско-нижнедевонского НГК в общем объеме прироста запасов по ПГО Ухтанефтегазгеология в 1990 г. составила 47 %, ожидаемый прирост в текущем пятилетии 50 % (или 70 млн. т).
Комплекс присутствует в исследуемом районе практически в том же объеме, что и в южной части вала Гамбурцева. Мощность комплекса в региональном плане изменяется с юго-запада на северо-восток и с востока на запад до полного его размыва в центральной части Хорейверской впадины. Это обусловлено раннеэйфельским региональным перерывом, сформировавшим в южной части ВАСЗ так называемый Адзьвинский палеосвод. Его пространственное положение трактуется по-разному. И.В. Запорожцева и другие [2] предполагалиего существование вдоль между валом Гамбурцева и Мореюской депрессией, хотя в то же время И.В. Запорожцева [1] считает, что он развивается в восточном направлении и переходит в Няртейягинское поднятие. В.А. Дедеев и др. [3] считали существование его на месте современной Верхнеадзьвинской впадины.
Проведенный палеотектонический анализ показывает, что для территории ВАСЗ характерна блоковая тектоника. В частности, формирование древнего Адзьвинского палеосвода контролировалось разломами широтного и субширотного простираний. Разломы этого простирания, по мнению Запорожцевой И.В., Топорский Л.П., Журавлевой А.В и других, являются наиболее древними по времени заложения - архейско-протерозойскими. Они наименее уверенно картируются сейсморазведкой, но довольно хорошо дешифрируются на аэрокосмических снимках (В.В. Ельников). В истории геологического развития ВАСЗ отмечается три этапа активизации разломов этого простирания.
В течение первого этапа эти разломы сыграли основную роль в региональном распределении нижнедевонских отложений как в процессе седиментации, так и при последующем размыве в предсреднедевонское время. На втором этапе активизация, хотя и в меньшей степени, отмечалась в предсредневизейское время. Наибольшей активизацией отмечено позднепермско-раннетриасовое время, в течение которого существовал палеосвод Зенченко.
Значительную роль в локальном распределении нижнедевонских отложений играли разломы меридионального, субмеридионального и северо-восточного простираний, активизация которых относится ко времени раннефранского регионального перерыва. Изложенное подтверждается полученным фактическим материалом. Мощность нижнедевонского комплекса изменяется с запада на восток за счет размыва верхней части: Восточно-Адзьвинская-1 (314 м), Юраюская-1 (240 м), Южно-Степковожская-1 (130 м) (рис. 4). В тоже время, мощность нижнедевонского комплекса автохтонной части, вскрытая скважиной Восточно-Адзьвинской-1 (инт. 3725-4190 м), составляет 474 м, что на 160 м больше, чем в аллохтоне и увеличена за счет неразмытой части сульфатно-карбонатной толщи. Аналогичная картина наблюдается на вале Гамбурцева. При общем увеличении глубины размыва нижнедевонского комплекса с севера на юг, отвечающего раннеэйфельскому перерыву, наблюдается поздний более глубокий размыв западного крыла вала, контролируемого разломом субмеридионального простирания, что хорошо видно при анализе палеопрофилей вкрест простирания Черпаюской и Хасырейской структур.
Анализ материалов поисково-разведочного бурения на вале Гамбурцева и других районов ВАСЗ показывает, что формирование пород-коллекторов в отложениях нижнего девона зависело, в основном, от двух факторов. Первый - седиментационный. Исследования (Т.В. Майдль и др.) показали, что коллекторы с первично высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) приурочены к трансгрессивным циклам осадконакопления, главному из которых соответствует доломитовая толща овинпармского горизонта лохковского яруса. Второй - тектонический. Формирование вторичной пористости связано как с первичным литотипом породы, так и с расстоянием до поверхности перерыва. Проведенные исследования показали, что степень перекристаллизации карбонатных пород зависит от глубины погружения пород и хорошо согласуется с выводами Г.А. Каледы о том, что в условиях платформ перекристаллизация происходит лишь в зоне распространения инфильтрационных вод. Для рассматриваемого района эта глубина равняется 180-200 м.
Таким образом, для выявления зон, благоприятных для формирования в нижнедевонских отложениях пород-коллекторов с высокими значениями ФЕС, большое значение имеют палеотектонические исследования.
Проведенное поисково-параметрическое бурение выявило широкое развитие коллекторов в нижнедевонских отложениях. Так, в процессе бурения скважины Южно-Степковожская-1 при забое 4105 м (кровельная часть нижнего девона) было отмечено нефтегазопроявление при плотности промывочной жидкости 1,23 г/см3. Породы представлены вторичными кавернозными и трещиноватыми доломитами, в различной степени глинистыми. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 4116-4150 м получен приток нефти дебитом 4,4 м3/сут по подъему уровня. Пористость по данным ГИС составляет 10 %. По физико-химическим свойствам нефть близка к нефтям вала Гамбурцева. Водонефтяной контакт залежи не вскрыт. Балансовые запасы нефти категорий C1 +С2 с учетом степени заполнения ловушки 0,6 составляют около 18 млн. т, что близко к цифре прогнозных запасов категории С3 (19,6 млн. т).
В скважине Юраю-1 аналогичные отложения водонасыщенны. При опробовании интервала 3645-3741 м получен приток минерализованной воды дебитом 84,7 м3/сут. Плотность воды 1,06 г/см3. Пластовое давление на глубине 3657 м составляет 38,69 МПа. Вода сильно газонасыщенна, что свидетельствует о возможной близости нефтяной залежи. По данным ГИС пористость вторичных кавернозных и трещиноватых доломитов составляет 15 %. Наибольшие перспективы связываются с гипсометрически более приподнятыми участками собственно Юраюской площади (см. рис. 2), а также расположенной рядом Северо- Адзьвинской, которая выше Юраюской на 600- 800 м.
Нефтегазоносность нижнедевонских отложений установлена также на Восточно-Адзьвинской площади. При испытании в эксплуатационной колонне доломитовой толщи (инт. 2902-2986 м) получен приток нефти с минерализованной водой. Дебит нефти 1 м3/сут, воды - 4 м3/сут. По данным ГИС породы характеризуются довольно низкими значениями пористости - до 3-6 %. Это объясняется значительной вторичной сульфатизацией доломитов. Эти же отложения, опробованные в автохтоне (4048-4129 м), - водонасыщенны.
Рассматривая перспективность нижнедевонских отложений следует отметить тот факт, что коэффициент подтверждаемости прогнозных запасов С3 из практики разведочных работ на месторождениях вала Гамбурцева составляет 1,3. Прогнозные балансовые запасы и ресурсы категорий C3+D1 по рассматриваемым площадям составляют около 145 млн т. Если учесть, что в последнее время в рассматриваемом районе выявлено еще восемь структур, одна из которых (Северо-Адзьвинская) введена в глубокое бурение, то нижнедевонские отложения рассматриваемого района являются высокоперспективными. Отметим, что оценка ресурсов проводилась с учетом степени заполнения ловушки 0,6-0,7, хотя залежи вала Гамбурцева заполнены под замок. В дополнение необходимо отметить факт наличия пород-коллекторов в кровле силурийских отложений, из которых на Юраюской площади получен приток минерализованной воды, что расширяет этаж нефтеносности.
Между нижнедевонскими и тиманско-саргаевскими отложениями в скважинах Юраю-1 и Южный Степковож-1 вскрыта пачка пород, представленная, в основном, доломитами мелко- и среднезернистыми, перекристаллизованными, вторично поровыми и мелкокавернозными, местами нефтенасыщенными с подчиненными прослоями глинисто-битуминозных сланцев. Пористость по данным ГИС достигает 17 % (скв. Юраю-1). Возраст ее позднедевонский, хотя по сопоставлению с разрезами скважин Воркутского поперечного поднятия не исключается и среднедевонский.
В скважине Юраю-1 при совместном опробовании тиманско-саргаевских и среднедевонских (?) отложений (3530-3614 м) получен приток нефти с расчетным дебитом 18,4 м3/сут. Пластовое давление на глубине 3665 м составляет 37,12 МПа.
При испытании в эксплуатационной колонне в скважине Южно-Степковожская-1 интервалов 3916-3920 и 3951-3966 м, включающих отложения доманикового и тиманско-саргаевского горизонтов, получен приток нефти дебитом 6,1 т/сут при штуцере 2 мм. При постоянном компрессировании дебит составил 21 м3/сут. Пластовое давление на глубине 3940 м - 41,13 МПа. Градиент пластового давления в этом случае, как и в скважине Юраю-1, равен 1,04. Нефть характеризуется плотностью 0,8906 г/см3, вязкостью 7,71*10-3 П-с, содержание смол 10,09 %, парафина 5,87 %, серы 0,71 %.
Доманиково-турнейский НГК является в последнее время одним из основных объектов поиска залежей нефти в Тимано-Печорской провинции. Эффективность ГРР по данному НГК уступает только ордовикско-нижнедевонскому. В пределах ВАСЗ, в частности в ее северной и северо- западной частях, в данном НГК открыт ряд месторождений с залежами в органогенных постройках франского возраста (Южно-Торавейское, Наульское и другие на вале Сорокина, Тобойское и Мядсейское на Медынском вале). Южная и юго-восточная части ВАСЗ, включая и северную часть гряды Чернышева, рассматривались большинством исследователей как депрессионная область с некомпенсированным типом осадконакопления. В течение раннефаменского времени эта область была заполнена мощной сарембойской толщей, представленной глинистыми известняками, мергелями и аргиллитами.
Притоки нефти на Юраюской, Южно-Степковожской площадях, а также промышленные притоки нефти, полученные из автохтонной части разреза нижнефранских отложений западного борта вала Гамбурцева (скв. 46 - Хасырей, инт. 3559-3622 м, расчетный дебит 132,5 м3/сут, скв. 4 - Черпаю, инт. 3171-3245 м, расчетный дебит 192 м3/сут) указывают, с одной стороны, на недостаточно высокую изученность данного НГК, а с другой стороны, на его высокий потенциал. По-видимому, для этой части разреза будет характерно развитие малоамплитудных органогенных тел типа биогерм на участках приподнятых блоков, испытавших глубокий размыв в предсреднедевонское и предраннефранское время. Основываясь на фактическом материале, локализация их возможна вдоль западного борта вала Гамбурцева (Черпаюская и Хасырейская структуры) и северо-западного борта гряды Чернышева. Однако не исключается присутствие в районе гряды Чернышева «шлейфа» рифовых тел позднедевонско-каменноугольного возраста, развитых на Воркутском поперечном поднятии. В этом случае вероятно увеличение толщи рифовых фаций в восточном направлении.
Разрез пермской системы представлен отложениями ассель-сакмарского (сезымская свита), артинского, уфимского и казанского ярусов. Наиболее полно разрез пермских отложений изучен в сводовой части Усть-Пяйюской структуры, расположенной к северу от рассматриваемого района в пределах Верхнеадзьвинской впадины.
Проведенная детальная корреляция позволила выявить основные закономерности распределения пермских отложений и оконтурить основные зоны возможного обнаружения залежей нефти.
Наиболее перспективными в этом отношении являются отложения уфимского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывающие артинские отложения. В скважине Усть-Пяйюская-270 они представлены мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками и слабо нефтенасыщенны. При опробовании интервала 1310-1359 м, включающего всю толщину уфимского яруса, получен приток минерализованной воды дебитом 72,8 м3/сут. Пластовое давление на глубине 1310 м составляет 13,5 МПа.
Вышележащие терригенные отложения казанского яруса пока не имеют достаточно ясной перспективы в рассматриваемом районе, хотя в центральных (Колвинский мегавал) и южных районах (Омра-Лыжская седловина) Тимано-Печорской провинции в них открыт ряд месторождений и залежей нефти, что и ставит их в разряд перспективных.
В скв. Южно-Степковожская-1 в интервале 1610-1617 м керн представлен переслаиванием алевролитов, аргиллитов с прослоями нефтенасы- щенных известняков. При опробовании интервала 1501-1643 м получен приток бурового раствора, перебитого нефтью.
Отсутствие отработанной методики поиска неструктурных залежей нефти в пермских терригенных отложениях, несомненно, снижает эффективность геолого-разведочных работ.
Таким образом, приведенный фактический материал позволяет с уверенностью говорить об открытии новой зоны нефтегазонакопления.
Нефтегазоносность этой зоны связана, в основном, с верхнеордовикско-нижнедевонским и доманиково-турнейским НГК, роль которых в приросте запасов в последнее время неуклонно возрастает.
Схожесть геологического строения с валом Гамбурцева, где достаточно полно изучены породы- коллекторы продуктивных горизонтов силурийско-нижнедевонских и нижнефранских отложений, позволяет применить методику проведения поисково-разведочных работ, апробированную на этих месторождениях, что, несомненно, повысит эффективность ГРР. Этому же будет способствовать наличие ряда выявленных и подготовленных объектов в сочетании с высоким коэффициентом подтверждаемости прогнозных запасов категории С3 по этому району [1, 3]. Все это позволяет уже в ближайшее время проводить широкое поисково- разведочное бурение
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Запорожцева И.В. Глубинное строение Большеземельской тундры по геофизическим данным. - Л.: Недра, 1979.
2. Новые данные о геологическом строении северо-востока Печорской синеклизы / И.В. Запорожцева, И.В. Беляков и др. // Геология и нефтегазоносность северных районов Тимано-Печорской провинции. - 1979. - Вып. 5. - С. 32-38.
3. Структура платформенного чехла европейского севера СССР / Под ред. В.А. Дедеева. - Л.: Недра, 1982.
Prospecting drilling allowed to precise geological structure of the northern part of Chernyshov ridge and neighbouring areas. Stripped geological section is similar to the one of Gamburtsev arch and is characterized by presense of perspective Upper Ordivician-Lower Devonian and Domanian-Tour- naisian oil and gas bearing complexes, where reservoirs with complex pore space structure are spread. Oil outputs were recieved practically at all prospected structures.
Wide prospecting drilling is preposed on the base of favorable structural-tectonic, litho-facial conditions in complex with high coefficient of predicted reserves confirmation,
Рис. 1. Тектоническая схема юго-восточной части Варандей-Адзьвинской структурной зоны и северной части гряды Чернышева:
1 - структурные элементы (I - вал Сорокина, II - Мореюская депрессия, III - вал Гамбурцева, IV - Верхнеадзьвинская впадина, V - Талотинский вал, VI - Коротаихинская впадина, VII - Косью- Роговская впадина, VIII - Тальбейский блок, IX - Адзьвавомская депрессия, X - Хоседаюская антиклинальная зона); 2 - структуры (I - Талотинская, 2 - Восточно-Сарембойская, 3 - Западно-Вашуткинская, 4 - Южно-Сарембойская, 5 - Вашуткинская, 6 - Степковожская, 7 - Усть-Пяюская, 8 - Южно-Степковожская, 9 - Кык- тыская, 10 - Юраюская, 11 - Северо-Адзьвинская, 12 - Верхне-Роговская, 13 - Восточно-Адзьвинская, 14 - Адзьвинская, 15 - Нерчейюская, 16 - Осовейская); 3 - месторождения (1-Леккейягинское, 2 - Северо-Сарембойское, 3 - Сарембойское, 4 - Нядейюское, 5 - Хасырейское, 6 - Черпаюское, 7 - Хосолтинское, 8 - Подверьюское)
Рис. 2. Структурная карта кровли нижнего девона северной части Хоседаюской антиклинальной зоны и Тальбейского блока гряды Чернышёва:
1 - изогипсы, м; 2 - разломы; 3 - зоны отсутствия сейсмического материала; 4 - линия надвига
Рис. 3. Геолого-сейсмические разрезы через структуры:
а - Южно-Степковожскую; б - Юраюскую и Северо-Адзьвинскую; в - Восточно-Адзьвинскую; г - Адзьвинскую
Рис. 4. Схема корреляции разрезов по скважинам Адзьвинская-1, Восточно-Адзьвинская-1, Юраюская-1, Южно-Степковожская-1, Степковожская-1:
1- песок; 2 - глины; 5 - аргиллиты; 4 - алевролиты; 5 - песчаники; 6 - мергель; 7 - известняки; 8 - доломиты; 9 - ангидриты; 10 - нефтегазоносность (а - по данным опробования, б - по керну, в - проявления в процессе бурения)