Южно-Лебединская площадь расположена на территории Ижемского и Усинского районов Республики Коми. Территория характеризуется сложным тектоническим строением: блоковым строением фундамента в поддоманиковой части разреза, с востока ограничена нарушением, входящим в состав Припечорской системы разломов. Для поддоманиковой части разреза характерно наличие тектонически экранированных структур. В пределах рассматриваемой территории происходит выклинивание (стратиграфическое срезание) различных стратиграфических подразделений ордовикской, силурийской, девонской систем и соответственно значительно меняются мощности отложений осадочного чехла. На территории выделяется среднефранская (доманиковая) рифогенная зона барьерного типа.
На площади работ в предшествующие годы проводились геоморфологические, геологические, региональные и детальные аэромагнитные, гравиразведочные, электроразведочные и сейсморазведочные работы.
К настоящему времени на рассматриваемой территории проведен определенный объем сейсморазведочных исследований, позволяющих судить о структурно-тектоническом строении площади, но степень изученности сейсморазведкой все еще остается достаточно низкой. На территории Южно-Лебединской площади отработано 987 пог. км сейсмопрофилей МОГТ, изученность сейсморазведкой составляет 1,18 пог. км/км2. Через рассматриваемую территорию проходит региональный профиль 28-РС.
Целью исследований является изучение особенностей геологического строения и обоснование основных направлений поисковых работ на Южно-Лебединской площади.
Материалы и методы исследования
В тектоническом отношении Южно-Лебединская площадь расположена на территории двух тектонических элементов I порядка, входящих в состав Ижма-Печорской синеклизы: восточного борта Ижма-Печорской синеклизы (Кипиевская ступень) и Ерсинской впадины.
Ижма-Печорская синеклиза представляет собой надпорядковый тектонический элемент, ограниченный на западе Тиманским кряжем, на северо-востоке Малоземельско-Колгуевской моноклиналью, на востоке структурами сложного Печоро-Колвинского авлакогена и Предуральского краевого прогиба [1].
По кровле карбонатных отложений нижней перми Ижма-Печорская синеклиза представляет собой асимметричную структуру северо-западного простирания размерами 800×100-200 км, ограниченную с запада и востока глубинными разломами.
В границах Ижма-Печорской синеклизы выделяются пять элементов I порядка: Нерицкая ступень, примыкающая к Тиманской гряде, Ерсинская депрессия и Ижемская ступень в северной части синеклизы, восточный борт Ижма-Печорской синеклизы и Омра-Лыжская седловина, охватывающая южную часть синеклизы.
Восточный борт Ижма-Печорской синеклизы является тектоническим элементом I порядка, представляет собой узкую структурную зону северо-западного простирания размерами 400×20-50 км, формирование которой связано во многом с тектоническим развитием Печоро-Колвинского авлакогена. В составе Восточного борта Ижма-Печорской синеклизы выделяются три структуры II порядка (с юга на север): Кипиевская и Янгытская ступени, Седуяхинский вал.
Кипиевская ступень (150×25-40 км) представляет собой пониженную седловину между Янгытской ступенью на севере и Лузской ступенью (Омра-Лыжская седловина) на юге с отметками кровли карбонатов нижней перми от минус 1150 до минус 1400 м. Западный борт ступени погружается в Ерсинскую депрессию, восточный примыкает к Печоро-Кожвинскому мегавалу. На территории Южно-Лебединской площади сейсмическими работами оконтурены две структуры: Ариваньская и Кушьельская, все на территории Кипиевской ступени. Структуры изучены очень слабо.
Ариваньская структура в виде антиклинальной складки выражена по ОГ IIIf1 (D3f1) (но джьерские отложения отсутствуют), IIId (D3dm) и IIIf2 (D3f2) (с амплитудой не более 5,0 м). По ОГ II-III (C-D) и I1 (P1) структура отсутствует. Верхнедевонские и нижнепермские карбонатные постройки не картируются (в зоне предполагаемых фациальных изменений в доманиковых отложениях). Оконтуривается одной замкнутой изогипсой.
Кушьельская структура из всех представленных ОГ выражена только по ОГ II-III (C-D) и I1 (P1) с амплитудой не более 5,0 м (по остальным ОГ в виде структурного носа). Верхнедевонские карбонатные постройки не картируются. По ОГ I1 (P1) структура частично находится в контуре предполагаемой карбонатной постройки. Оконтуривается одной замкнутой изогипсой.
Южно-Лебединская тектонически экранированная структура расположена в центральной части Кипиевской ступени. Объект прослежен по подошве джьерских отложений, площадь по ОГ IIIdzr в контуре замкнутой изогипсы минус 3120 м, размер структуры 22,5×?6,5 км, амплитуда – 170 м.
Нефтеперспективными в пределах изучаемой площади являются карбонатные отложения доманиково-турнейского комплекса. Прежде всего перспективы связаны с распространением позднедевонских рифогенных отложений. Полоса доманикового барьерного рифа протягивается в срединной части площади с севера на юг в субмеридиональном направлении от Чаркаюлуньвожской до Малолебединской структуры (обе структуры за пределами площади) [2; 3]. Достоверное картирование зоны распространения рифогенных отложений является одной из основных задач по проведению геологоразведочных работ на рассматриваемой площади. Признаки нефтегазоносности отложений комплекса выявлены на территории смежной Чаркаюской площади в скважинах 1 и 2 – Чаркаюлуньвожские.
При опробовании доманиковых отложений в скважине 1-Чаркаюлуньвожская (два объекта) получены притоки минерализованной воды с фильтратом бурового раствора и газом. Рекомендованные на выяснение характера насыщения пласты были опробованы очень большим интервалом 2884-3364 м совместно с нижележащими водонасыщенными пластами доманикового, саргаевского, тиманского и джьерского горизонтов. При лабораторных исследованиях газа при высоком содержании азота (61,4 %) и гелия (0,38 %) и невысоком общем содержании углеводородов (37,4 %) обнаружено присутствие тяжелых нефтяных углеводородов (С5 – 3,2 г/нм3), что характерно для пластовых вод в районе залежей тяжелых нефтей. В скважине 2-Чаркаюлуньвожская доманиковый горизонт представлен мелководно-шельфовыми карбонатами. По керну в интервалах 2874,1-2881,4; 2893,3-2885,5; 2896,6-2900,3 м известняки и доломиты коричневые за счет остаточного нефтенасыщения.
Возможно нефтенасыщенные интервалы в рифогенных доманиковых отложениях выделены в скважине 1-Лебединская. Промышленная нефтеносность доманикового барьерного рифа в сходных по генезису и строению ловушках установлена на целом ряде месторождений южнее Южно-Лебединской площади на территории Ижемской ступени (Макарьельское, Низевое, Южно-Низевое и др.). Залежи массивные сводовые, коллекторами порового и порово-кавернового типов служат доломитизированные известняки, флюидоупор – глинисто-карбонатная пачка сирачойского возраста [4].
Карбонатные отложения верхнего девона мелководно-шельфового генезиса также представляют поисковый интерес. По результатам переинтерпретации материалов ГИС перспективные (возможно нефтенасыщенные) интервалы выделены в обеих скважинах: в скважине 50-Восточно-Созьвинская в сирачойских, елецких и усть-печорских отложениях верхнего девона, в скважине 1-Лебединская в сирачойских и усть-печорских отложениях.
В пользу перспектив отложений подобного генезиса свидетельствует открытие промышленных залежей нефти на Лузском месторождении. Залежи приурочены к карбонатам сирачойского (верхний фран) и задонского (нижний фамен, пласт Фо) горизонтов верхнего девона. Залежи связаны с антиклинальными ловушками, массивного типа, экранируются соответственно карбонатно-глинистой евлановско-ливенской толщей и нижнефаменским пластом «Г». Коллекторы представлены известняками в различной степени доломитизированными, с порово-каверновым типом емкости.
На территории Южно-Лебединской площади прогнозируются залежи в доманиковых отложениях на Ариваньской и Лебединской структурах, в сирачойских и усть-печорских отложениях на Кушьельской, Восточно-Созьвинской и Лебединской структурах, в елецких отложениях на Восточно-Созьвинской структуре.
Результаты исследования и их обсуждение
Уточнение геологического строения площади работ по результатам переинтерпретации материалов сейсморазведки и бурения прошлых лет является основанием для проведения поискового этапа геологоразведочных работ на Южно-Лебединской площади.
К ним относятся:
– высокие перспективы нефтегазоносности осадочного чехла Ижма-Печорской впадины, где открыт ряд месторождений нефти и газа: Береговое, Лузское, Сотчемьюское, Среднекосьюское, Турчаниновское, Мичаюское, Восточно-Савиноборское, Нижнеомринское, Джебольское;
– наличие рифовых ловушек и залежей в отложениях верхнего девона;
– подготовленность структуры к глубокому бурению.
Программа геологоразведочных работ на Южно-Лебединской площади разработана в соответствии с основными задачами по проведению геологоразведочных работ и с соблюдением общепринятой этапности их проведения.
Программа предусматривает проведение на территории Южно-Лебединской площади следующих основных видов работ:
1) полевые сейсморазведочные работы 2D;
2) поисковое бурение.
2D-переинтерпретация сейсмических материалов прошлых лет по территории Южно-Лебединской площади явилась важным и необходимым этапом проведения геологоразведочных работ.
Выполнение переинтерпретации сейсмических материалов прошлых лет позволило решить следующие задачи: увязать структурные построения разных сейсмопартий, в том числе в районе ранее выявленных структур; выполнить структурные построения по всем основным поверхностям осадочного разреза (в том числе по кровле доманиковых рифогенных отложений); уточнить границы зоны распространения рифогенных отложений как наиболее перспективных для поисков нефти; уточнить линии выклинивания стратиграфических подразделений поддоманиковой части разреза и ниже; закартировать тектонические нарушения и связанные с ними тектонически экранированные ловушки; уточнить строение зоны сочленения Ижма-Печорской синеклизы и Печоро-Кожвинского вала (в направлении перспективных Мутноматерикового-2 и Мутноматериково-Терехевейского участков); рационально разместить новые сейсмопрофили для планируемых сейсморазведочных работ 2D.
По материалам планируемых сейсморазведочных работ 2D будет создана модель геологического строения территории площади, построены структурные карты по основным геологическим поверхностям. Будут выявлены и подготовлены объекты (структуры, ловушки различного генезиса), оценены их ресурсы нефти, выбраны первоочередные объекты под поисковое бурение.
Предполагается, что по результатам планируемых сейсморазведочных работ в районе Восточно-Созьвинской и Лебединской структур будут оконтурены ловушки того или иного типа, Ариваньская и Кушьельская структуры будут подготовлены к бурению.
Поисковое бурение
Для поискового бурения могут быть указаны следующие объекты:
1. Ранее выявленные объекты, по результатам бурения оказавшиеся неопоискованными или недоопоискованными (по перспективным горизонтам скважины заложены в неблагоприятных структурных или литолого-фациальных условиях), но сохраняющие перспективы выявления промышленных залежей нефти.
2. Ранее выявленные объекты, бурение на которых не проводилось.
3. Новые объекты (ловушки различного генезиса – структурные, рифогенные, тектонически экранированные, стратиграфические).
Таким образом, исходя из имеющейся на настоящий момент совокупности геолого-геофизической информации, объектами поискового бурения на Южно-Лебединской площади предварительно могут быть:
1) выявленные Восточно-Созьвинская и Лебединская структуры (районы скважин 50-Восточно-Созьвинская и 1-Лебединская);
2) объекты, оконтуренные в полосе барьерного доманикового рифа или в непосредственной близости от нее (Кушьельская и Ариваньская структуры, а также новые объекты после их подготовки к бурению).
Первоочередной поисковый интерес, в том числе в отношении возможности выявления «пропущенных» залежей в ранее пробуренных скважинах, представляют собой терригенные и карбонатные (рифогенные) отложения верхнего девона.
Это обосновывается результатами бурения скважин, их опробования и испытания, ГИС, в том числе переинтерпретации материалов ГИС, выполненной в ходе данной работы, исследованиями кернового материала, а также установленной нефтегазоносностью смежных территорий.
Первоочередным объектом является Южно-Лебединская структура, на которой планируется заложение поисковой скважины 1-Южно-Лебединская (рисунок).
Расположение проектной скважины
Оценка ресурсов
В результате переинтепретации данных сейсморазведочных материалов прошлых лет, переинтепретации данных ГИС, выполненной в ходе данной работы, а также установленной нефтегазоносности смежных территорий поисковый интерес вызывают терригенные отложения верхнего девона на изучаемых структурах. Ресурсы нефти оценены по категории Д0 объемным методом [5].
Южно-Лебединская структура. Прогнозируемая залежь нефти D3dzr
Ожидаемая залежь нефти – неполнопластовая, сводовая, тектонически экранированная взбросом. Коллекторы представлены песчаниками. Флюидоупором для залежи являются одновозрастные глинистые отложения мощностью около 10 м, залегающие непосредственно над пластом-коллектором. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность и коэффициент пористости взяты по данным ГИС скважины № 1-Лебединской 11,0 м и 0,1 соответственно. В качестве аналога для оценки ресурсов использована нефтяная залежь в тиманских отложениях Лузского месторождения пласт Ia, где установлены следующие параметры: коэффициент нефтенасыщенности – 0,82; плотность нефти – 0,859 г/см3; пересчетный коэффициент – 0,877; коэффициент извлечения – 0,30.
Ресурсы нефти:
Qгеол. = 40 091 тыс. т; Qизвл. = 12 027 тыс. т.
Ариваньская структура. Прогнозируемая залежь нефти D3tm
Ожидаемая залежь нефти – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Коллекторы представлены песчаниками. Флюидоупором для залежи являются одновозрастные глинистые отложения. Структура прослежена по ОГ IIIf1 (D3f1). Площадь перспективной залежи в контуре замкнутой изогипсы минус 2620 м составляет 1,4 км2.
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность принята равной 1,0 м, поскольку амплитуда ловушки менее 5 м. В качестве аналога для оценки ресурсов использована нефтяная залежь в тиманских отложениях Лузского месторождения пласт Ia, где установлены следующие параметры: коэффициент нефтенасыщенности – 0,82; плотность нефти – 0,859 г/см3; пересчетный коэффициент – 0,877; коэффициент извлечения – 0,30.
Ресурсы нефти:
Qгеол. = 130 тыс. т; Qизвл. = 39 тыс. т.
Прогнозируемая залежь нефти D3dm
Ожидаемая залежь нефти – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Коллекторы представлены известняками. Флюидоупором для залежи являются глинистые отложения. Структура прослежена по ОГ IIIf2 (D3f2). Площадь перспективной залежи в контуре замкнутой изогипсы минус 2540 м составляет 1,8 км2. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность принята равной 1,0 м, поскольку амплитуда ловушки менее 5 м.
В качестве аналога для оценки ресурсов использована нефтяная залежь в сирачойских отложениях Лузского месторождения, где установлены следующие параметры: коэффициент нефтенасыщенности – 0,93; плотность нефти – 0,823 г/см3; пересчетный коэффициент – 0,853; коэффициент извлечения – 0,369.
Ресурсы нефти:
Qгеол. = 106 тыс. т.; Qизвл. = 106×0,369= 39 тыс. т.
Кушьельская структура. Прогнозируемая залежь нефти D3src
Ожидаемая залежь нефти – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Коллекторы представлены известняками. Флюидоупором для залежи являются глинистые отложения. Структура прослежена по ОГ II-III (C-D). Площадь перспективной залежи в контуре замкнутой изогипсы минус 2150 м составляет 6,5 км2. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность принята равной 1,0 м, поскольку амплитуда ловушки менее 5 м.
В качестве аналога для оценки ресурсов использована нефтяная залежь в сирачойских отложениях Лузского месторождения, где установлены следующие параметры: коэффициент пористости 0,09, коэффициент нефтенасыщенности – 0,93; плотность нефти – 0,823 г/см3; пересчетный коэффициент – 0,853; коэффициент извлечения – 0,369.
Ресурсы нефти:
Qгеол. = 382 тыс. т; Qизвл. = 382×0,369 = 141 тыс. т.
Прогнозируемая залежь нефти D3up
Ожидаемая залежь нефти – пластовая, сводовая, литологически экранированная. Коллекторы представлены известняками. Флюидоупором для залежи является глинистые отложения. Площадь перспективной залежи в контуре замкнутой изогипсы минус 2150 м составляет 6,5 км2. Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная мощность принята равной 1,0 м, поскольку амплитуда ловушки менее 5 м.
Ресурсы нефти:
Qгеол. = 377 тыс. т; Qизвл. = 141 тыс. т.
Геолого-экономическая эффективность работ составила: прирост запасов на 1000 рублей затрат 7,14 т/тыс. руб. и затраты на подготовку 1 тонны прироста запасов 140,1 руб./т.
Заключение
В ходе данной работы были изучены геологические особенности строения исследуемого района и составлена программа геологоразведочных работ на Южно-Лебединской площади.
В процессе выполнения задач изучено геологическое строение площади, оценены перспективы нефтегазоносности, выделены первоочередные объекты, оценены ресурсы категории Д0, составлена программа геологоразведочных работ на Южно-Лебединской площади.
На основе изученных материалов по соседнему (Лузскому) месторождению, на котором была доказана промышленная нефтегазоносность и выявлена залежь нефти, были изучены нефтегазоносные комплексы подготовленной к бурению Южно-Лебединской структуры; обоснована их нефтегазоносность и подсчитаны ресурсы прогнозируемой залежи нефти.
Перспективы нефтегазоносности Южно-Лебединской структуры и подсчет перспективных ресурсов категории Д0 связываются с отложениями верхнего девона. Ожидаемая залежь нефти неполнопластовая сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная.
Для реализации данной работы рекомендуется бурение одной поисковой скважины № 1-Южно-Лебединская, которая закладывается по данным сейсморазведки на наиболее благоприятных гипсометрических условиях Южно-Лебединской структуры, проектной глубиной –3200 м. Намечен комплекс геолого-геофизических исследований в скважине, опробование и испытание перспективных интервалов.
Подсчет ресурсов по категории Д0 произведен объемным методом. Всего по структуре Qгеол. = 40,091 млн т и Qизвл. = 12,027 млн т.
Параллельно с бурением предусматриваются полевые сейсморазведочные работы 2D-методом ОГТ. Объем сейсморазведочных работ планируется количестве 200 пог. км.
Приведены геолого-экономические показатели поисковых работ на Южно-Лебединской структуре, доказана их эффективность.