Обзор и анализ ранее выполненных геологических работ
Наиболее широкий разворот геологоразведочные работы (ГРР) получили в начале 60-х годов. Это позволило значительно расширить масштабы поисково-разведочных исследований, выйти с геофизическими работами и бурением в новые до сего времени районы, в короткое время выявить наиболее нефтегазоперспективные направления и сосредоточить на этих направлениях основные объемы работ.
Данный период характеризуется широким выходом крупномасштабных геофизических и буровых работ на всю территорию Тимано-Пе-чорской нефтегазоносной провинции: от Тимана до западного склона Урала и от Пермской области до Баренцева моря (о. Колгуев).
История исследования Южно-Кыртаельского поднятия непосредственно связана с изучением всего Среднепечорского бассейна, первые сведения, о строении которого были получены еще в дореволюционный период.
В результате проведения геологической съемки в 1929-1935 гг. (Добролюбова Г.А.) и гравиметрической съемки масштаба 1:100 000 (Смирнов П.П.) была выявлена Югидская структура, которая расположена непосредственно к юго-востоку от Южно-Кыртаельского поднятия. В 1949 году по результатам геологической съемки (Демин, 1949 г.) была выделена Кыртаельская структура, расположенная к северо-западу от Южно-Кыртаельского поднятия.
Впервые Южно-Кыртаельская структура была выявлена сейсморазведочными работами МОВ в 1972 году и передана в глубокое бурение с учетом близости Кыртаельского нефтяного месторождения. В 1976 году первая, пробуренная в пределах структуры, поисковая скважина № 21 открыла залежь нефти в отложениях среднего девона.
В пределах Южно-Кыртаельского месторождения за весь период (1975 –2007 г. г.) было пробурено 18 глубоких скважин, причем в 5 из них (33, 101, 102, 204, 301) бурилось в несколько стволов. В целом по месторождению пробурено 5 поисковых, 11 разведочных и 2 эксплуатационные скважины. В результате бурения на месторождении открыто и оконтурено 2 залежи: основная газонефтяная - в песчаниках дзельской и изъельской свит и нижнефранских отложениях и нефтяная залежь на южной периклинали - в нижнефранских отложениях. Таким образом, из 18 скважин 7 пробурены в законтурной части. Это объясняется сложным строением месторождения.
Южно-Низевое месторождение открыто в 1989 г.Первооткрывательницей является поисковая скв. 4, в которой при испытании в колонне в интервале 2071,8–2074,8 м (абс. отм. минус 1929,0 –1932,0 м) получен приток нефти дебитом 61,2 м3/сут. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными отложениями доманикового горизонта верхнего девона - D3dm.
В настоящее время месторождение с 2003 года находится в разработке. В 2004 году в юго-восточной части структуры была пробурена скв. 57, которая вскрыла пласт с нефтенасыщенной толщиной 6,1 м. Её местоположение оказалась в ранее рисуемой зоне замещения коллекторов плотными породами. По состоянию на 01.01.2006 г. в пределах Южно-Низевого месторождения пробурено 11 скважин: 2 разведочные и 9 эксплуатационных.
Первые сведения о геологическом строении района Харьягинского месторождения получены в 1928 г., когда М.Н. Шульга-Нестеренко описала четвертичные отложения в бассейне правых притоков р. Усы. Уже на поисковом этапе разведки Харьягинского месторождения был установлен значительный стратиграфический диапазон нефтеносности (от верхней перми до среднего девона) высотой более 2000 м. Установлено наличие тектонических нарушений в строении среднедевонских отложений южной части Харьягинского месторождения. Уточнена зона распространения коллекторов.
Геофизические исследования в районе начаты с 1955 г. Проводились гравиметрические работы, аэромагниные съемки, электроразведка и сейсморазведочные работы. В 1987 году начато эксплуатационное разбуривание Харьягинского месторождения в пределах Центрально-Харьяинского поднятия. В 1989-1990 гг. проводились детализационные сейсморазведочные работы. В августе 2001 года по материалам ОАО «Севергеофизика» в сводовой части Западно-Харьягинской приразломной складки (юго-западнее скв. 3) забурена разведочная скв. 1016 с целью поиска залежей нефти в среднедевонских отложениях. В результате – выявлена залежь нефти в самостоятельном блоке III пачке D2ef. В состав объектов, которые стали предметом детального изучения вошли: D2st (верхняя пачка), D2af (III пачка), P2-I, P2-II, P2-III, P2-V, T1-I.
В результате проведенных работ в различной степени изучены залежи нефти в отложениях среднего и верхнего девона, перми и нижнего триаса. Продуктивные горизонты в разрезе месторождения выявлены в составе терригенно-карбонатных отложений среднего и позднего девона. Эффективность бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин высокая.
Систематические геологические исследования Мичаю-Пашнинского вала начались в 50-х годах. По результатам региональных геофизических исследований легкими методами (аэромагнитная съемка, гравиметрические и электроразведочные работы) получены первые представления о геологическом строении территории. Проведенные впоследствии сейсморазведочные работы дали полное представление о глубинном строении Пашининской площади.
Датой начала поискового бурения на Пашнинской площади считается 23 ноября 1962 - начало бурения скважины 51, первооткрывательницы месторождения. Газоконденсатная залежь в эйфельских отложениях открыта в 1965 г. бурением скв. 60. Исходя из представлений о простом строении складки, степени выдержанности разведываемых нефтегазоносных горизонтов, расстояние между скважинами выдерживалось 630-2000 м (среднее –1400 м).
Наличие погружения для девонских отложений не было установлено, но не исключена возможность обнаружения здесь погребенной девонской складчатости
По результатам проведенных работ установлено блоковое строение залежей в среднедевонской толще.
2.2. Стратиграфия и литология
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится на основе корреляции и стратиграфии наиболее глубоких скважин, в соответствии с унифицированной схемой Тимано-Печорской провинции.
Протерозойская группа – PR
Породы фундамента литологически представлены сланцами различных типов (алевросланцы, туфосланцы, глинистые сланцы), вскрыты скв. 1-Кипиево, 1-Усть-Цильма, 1-Восточный-Щельяюр, 3-Низевая. Возраст определен как венд-кембрий, в скв. 1-Восточно-Щельяюр установлена кора выветривания. Вскрытая толщина отложений составляет 317 м ( Южно-Низевое месторождение). Породы фундамента в области Колвинского мегавала вскрыты на Возейской площади разрез представлен темно-зеленовато-серыми кислыми туфами и сильно перемятыми сирицито-глинистыми сланцами с прослоями алевропесчаников (Харьягинское месторождение) Породы фундамента вскрыты в на глубине 4445 м и представлены интрузией габбро (Пашнинское месторождение).
Палеозойская группа – Pz
В мезозойских отложениях выделяются отложения ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем.
Геологический разрез представлен мощной (до 2.9 км) толщей терригенных и карбонатно-терригенных отложений палеозойского чехла. Нижняя часть осадочного чехла, сложенная ордовикско-нижнедевонским комплексом, выделен средний и верхний отделы девонской системы, каменноугольная и пермская системы и их ярусы (Южно-Кыртаельское месторождение).
Наиболее полный разрез ордовик-силурийских отложений, толщиной до 3000 м. Верхняя граница силурийских отложений проводится в подошве пачки известняков с нижнедевонским комплексом брахиопод и остракод. Верхняя граница системы проводится в подошве низкоомной глинистой пачки, охарактеризованной окским комплексом микрофауны. (Харьягинское месторождение).
Осадочный чехол, сложенный ордовикско-нижнедевонским комплексом о 4445 м, выделен средний и верхний отделы девонской системы, каменноугольная и пермская системы и их ярусы. (Пашниское месторождение)
Мезозойская группа – MZ
В мезозойских отложениях выделяются отложения триасовой, юрской и меловой систем. Толщина мезозойской группы составляет 603 м. ( Южно-Низевое месторождение)
Верхняя граница системы проводится в подошве относительно высокоомной толщи кварцевых песков нижне-среднеюрского возраста. В основании юрской системы залегает пачка песчаника серого и светло-серого, мелко-среднезернистого, переходящего в песок с галькой и валунами кварца, кремня Меловая система в объеме нижнего отдела сложена алевролитами зеленовато-серыми, глауконитовыми, глинами темно-серыми до черных, глауконитовыми песками светло-серыми. Общая мощность от 1278 до 1402 м. (Харьягинское месторождение).
Нижнетриасовые отложения выделяются условно. Переслаивание глин, алевролитов с подчиненными маломощными прослоями песчаников кварцевых. Глины и алевролиты серые, зеленовато-серые с железисто-карбонатными конкрециями и растительным детритом. Условная мощность 80 м. (Пашниское месторождение)
Кайнозойская группа – КZ
Четвертичная система –Q
Отложения четвертичной системы с большим стратиграфическим перерывом перекрывают меловые отложения и представлены супесями, суглинками, серыми и темно-серыми, гравием и галькой. Толщина отложений составляет 100 м. ( Южно-Низевое месторождение)
Четвертичные отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на отложениях перми и карбона, представлены суглинами, супесями и озерно-болотными осадками мощностью до 72 м. (Южно-Кыртаельское месторождение).
Разрез (условной мощностью 50 м) представлен аллювиальнымии флювиогляциальными песками с гравием, покровными и моренными суглинками и озерно-болотными отложениями. (Пашниское месторождение)
Разрез четвертичных отложений толщиной 150-219 м представлен суглинками серыми, темно-серыми, с галькой и гравием кремня, кварцита, известняка и песками светло-серыми. (Харьягинское месторождение).
2.3. Тектоника
Отличительной чертой, определяющей тектоническое строение осадочного чехла ТПП, является наличие в его основании мегаблоков консолидированной земной коры, отличающихся различным геотектоническим режимом. Мегаблоки и подчиненные им блоки различных масштабов оказали существенное влияние на строение осадочного чехла, а также характер и масштабы его нефтегазоносности.
Масштаб 1:2000
- рассматриваемая территория
- Харьягинское нефтяного месторождение
- Южно-Низевого нефтяного месторождение
- Южно-Кыртаельского газонефтяного месторождение
- Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождении
Рисунок 2.1 Тектоническая схема района работ (выкопировка сделана с карты тектонического районирования Тимано-Печорского седиментационного бассейна)
В тектоническом отношении Южно-Кыртаельское газонефтяное месторождение, приуроченное к одноименному поднятию, расположено в южной части Лыжско-Кыртаельского вала, осложняющего юго-западную часть Печоро-Кожвинского мегавала.
Печоро-Кожвинский мегавал, по схеме тектонического районирования ТПП, относится к структуре I-го порядка, а по геологическим условиям формирования является типичным авлакогеном (грабенообразный прогиб), прошедшим стадию инверсии.
По поверхности фундамента – это узкий глубокопогруженный блок северо-западного простирания, ограниченный на западе и востоке системой глубинных разломов. Характерной особенностью строения мегавала является его расчлененность на систему блоков более низкого порядка, ступенчато погружающихся к востоку и юго-востоку. Наиболее низкое гипсометрическое положение занимает Лыжско-Кыртаельский блок фундамента, которому по осадочному чехлу соответствует Лыжско-Кыртаельский вал.
Лыжско-Кыртаельский вал относится к структурам II порядка и имеет размеры 160 х 20 км и амплитуду – 2200 м. Он характеризуется сложным строением и представляет собой группу локальных поднятий, расположенных на разных гипсометрических уровнях, не объединенных одним общим цоколем. Одним из таких локальных поднятий является Южно-Кыртаельское.
Южно-Низевое месторождение находится в юго-западной части Ижемской тектонической ступени, осложняющей центральную часть Ижма-Печорской впадины. Тектоническое строение района характеризует структурныйплан по отражающему горизонту IIIf2 (D3f2dm), контролирующему кровлю доманиковой рифогенной постройки, и по отражающему горизонту IIId, приуроченному к подошве доманиковых отложений верхнего девона.
Южно-Низевая структура является куполовидой, имеет северо-западное простирание. Её размеры по замкнутой изогипсе минус 1935 м составляют 4,4 3,25 км, амплитуда 35 м. Структурный план по отражающему горизонту IIIf2 скорректирован на 01.02.2005 г. с учетом пяти пробуренных эксплуатационных скважин (50, 51, 52, 53, 56 и 57). Кроме распространения барьерного рифа доманикового возраста, на юге, юго-востоке, востоке рассматриваемой территории по материалам сейсморазведочных работ и бурения протрассированы зоны барьерных рифов ухтинского и сирачойского возраста.
Харьягинское месторождение приурочено к одноименному валообразному поднятию, расположенному в центральной части Колвинского мегавала Печоро-Колвинского авлакогена. Харьягинская структура представляет собой крупную асимметричную приразломную антиклинальную складку северо-северо-западного простирания, погружающуюся в северном направлении. Харьягинская структура осложнена локальными складками более низкого порядка Южно-Харьягинской и Центрально-Харьягинской, к которым приурочено Харьягинское месторождение.
Центрально-Харьягинского поднятия выделяется многочисленная система нарушений. Амплитуда разломов составляет первые десятки метров. По линии их распространения она меняется по величине, что приводит к тектоническими нарушениями на разных участках структуры.
Выше по разрезу существенное изменение структурного плана связано с развитием системы рифогенных образований, пересекающих в субширотном направлении южный купол Центрально-Харьягинского поднятия, которые классифицируются как барьерный риф. Харьягинская рифогенная ловушка образована сочетанием рифового массива с крупной высокоамплитудной антиклинальной складкой. Тип ловушки - структурно-рифовый.
По надрифовой части разреза гипсометрическое положение локальных осложнений Харьягинского поднятия практически сохраняется. Вверх по разрезу продолжается усложнение локальных складок серией небольших малоамплитудных куполов. По верхнепермским терригенным отложениям Харьягинское поднятие в целом выполаживается, уровень его локальных складок выравнивается.
Сокращение разреза в ряде случаев связывается с некоторым размывом и перерывом в осадконакоплении. Активные тектонические движения по направлениям долгоживущих возобновляемых разломов, очевидно, занимали определенную роль в формировании соответствующих тектонических элементов в верхней части разреза. По мезозойским отложениям Харьягинское поднятие представляется в виде пологой, приподнятой над прилегающими впадинами, структуры, осложненной относительно небольшими куполами. По нижнетриасовым отложениям Центрально-Харьягинская складка распадается на ряд самостоятельных небольших малоамплитудных куполков северо-западного простирания.
В тектоническом отношении Пашнинское месторождение расположено в южной части Мичаю-Пашнинского вала Ижма-Печорской впадины.
Современная граница Ижма-Печорской синеклизы на западе и юго-западе проходит по Тиманскому кряжу. С северо-востока и с севера она ограничена системой разломов и дислокаций Печоро-Кожвинского мегавала и Малоземельско-Колгуевской моноклинали. Юго-восточная граница проводится вдоль Илыч-Чикшинской зоны разломов фундамента, выделяемой по наличию крупных положительных аномалий гравитационного и магнитного полей, имеющих полосовой характер и ориентированных в субмеридиональном направлении.
По кровле карбонатных отложений нижней перми Ижма-Печорская синеклиза представляет собой огромную (600х200 км) пологую структуру северо-западного простирания, ассиметричного строения с преимущественно пликативным западным и нарушенным разломами восточным бортами. В целом, она напоминает моноклиналь, наклоненную на восток и северо-восток и осложненную малоамплитудными, зачастую незамкнутыми структурами, ступенями, выступами, мысами и т.д. Ижма-Печорская впадина имеет террасовидное (ступенчатое) строение на значительной территории. Восточный борт впадины осложнен Омра-Лыжской седловиной, которая объединяет сравнительно пологие структуры (с севера на юг): Лузскую, Ронаельскую, Лемьюскую, Тэбукскую ступени, Мичаю-Пашнинский вал, Омра-Сойвинскую ступень.
В современном структурном плане Мичаю-Пашнинский вал представляет собой вытянутую в субмеридиональном направлении цепочку брахиантиклинальных складок средних размеров (6-12) х (3-7 км), находящихся на разных гипсометрических уровнях (с юга на север): Пашнинскую, Береговую, Восточно-Савиноборскую, Северо-Савиноборскую, Мичаюскую, Безымянную, Исаковскую и др. Пашнинская структура является наиболее крупной и высокоамплитудной брахиантиклинальной складкой в пределах вала, имеет северо-западное простирание.
2.4. Полезные ископаемые
Развитие нефтедобывающей и газодобывающей промышленности, сооружение газопроводов на территории Тимано-Печорской Провинции, открывают широкие перспективы перед газонефтехимией. Горючие полезные ископаемые данного изучаемого участка является нефть и попутный газ. На начальных стадиях своего формирования Тимано-Печорский ТПК характеризовался ярко выраженной ресурсной ориентацией. Прежде всего, это добыча нефти, природного газа, угля, затем бокситов, титановых руд, руд редких металлов, каменной и калийной солей. Из других энергетических ресурсов следует отметить горючие сланцы, гидро- и геотермальные ресурсы. Наиболее крупные месторождения сланцев имеются в бассейнах рек Айюва (приток Ижмы) и Ярега
К Тиманскому кряжу и Уральским горам приурочена зона определения, в которой сосредоточены месторождения титана, железных, медных руд и редких металлов. С корой выветривания связан Тиманский бокситоносный район, где обнаружено более тридцати залежей бокситов, отличающихся низким содержанием кальция, что определяет их ценность для производства не только глинозема, но и электрокорунда. Крупное месторождение титановых pуд выявлено на севере ТПК - Ярембское.
В районах Северного и Полярного Урала обнаружены проявления полиметаллов, флюорита, меди, хромитов и др. Геологи предполагают здесь наличие месторождений редких и редкоземельных металлов, самородной серы, агатов, фосфоритов.
Особенно значительны месторождения цементного сырья - известняков и доломитов, запасы которых в Притиманье и Приуралье огромны, а также гипса в Притиманье (Усть-Цилъма, Усть-Кулом, Ухта), легкоплавких глин для кирпича и гончарных изделий в бассейне Усы и в районе Ухты, точильного камня (песчаников) на реке Вае (в 4 км от Печоры). Последнее характеризуется высоким качеством и разрабатывается уже три столетия. Отходы песчаников применяются в стекольном производстве.
Дальнейшее развитие Тимано-Печорского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов расширять добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики, транспортном освоении района.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Изданная литература
1. Абрамичева Т. В. Экономическая эффективность нефтегазоразведочных работ: Учебное пособие. – Ухта: УГТУ, 2003. – 124 с.
2. Александрова, К.Ф. Библиографическое описание документов и их составных частей [Текст]: методические указания для студентов и аспирантов технических ВУЗов / К.Ф. Александрова. – Ухта: УГТУ, 2000. – 24с.
3. Белов С.В., Ильницкая А.В., Козьяков А.Ф. [и др.]; под общ. ред. С.В. Белова. Безопасность жизнедеятельности: учебник – 3-е изд., испр. и доп. – М.: Высшая школа, 2001. – 485 с.
4. Белонин М.Д., Прищепа О.М., Теплов Е.Л., Буданов Г.Ф., Данилевский С.А.,Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения. С-Пб, 2004, с. 119-132.
5. Белоусова О. Н., Михина В. В. «Общий курс петрографии», М.: Недра-1972 г., 344 с.
6. Бетехтин А. Г. Курс минералогии [Текст] / А. Г. Бетехтин.- М.: Гос. изд-во геологической литературы, 1951.
7. Борисович В. Т., Полежаев П. В., Тевзадзе Р. Н. Организация и планирование геологоразведочных работ. Управление геологоразведочным предприятием: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1987. – 332 с.
8. Вяхирев Д. А., Шушунова А. Ф. Руководство по газовой хроматографии. Учеб. Пособие для ун-тов. М., «Высш. школа», 1975.-302 с.
9. Геологический словарь. Москва 1973 г. 488 стр.
10. ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.
11. Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды Республики Коми в 2006 г.
12. Другов Ю. С., Родин А. А. Газохроматографический анализ газов. – Санкт-Петербург, «Анатолия», 2001. – 426 с., ил.
13. Кобахидзе Л. П. Экономика геолого-разведочной отрасли [Текст]: учебник для вузов / Л. П. Кобахидзе, К. Н. Цгоев. – М.: Недра, 1990. – 351 с.
14. Кудрявцев М.А., Лапшин М.П., Шурупов С.В., Кисленко Н.Н., Шестоперова А.В., Савченков С.В. Комплексная схема переработки газового конденсата на Сосногорском ГПЗ // Наука и техника газовой промышленности, 2001. — №4. — С. 46-49.
15. Лурье А. А. Хроматографические материалы (справочник). М., «Химия», 1978.-440 с.
16. Ногаре С. Д., Джувет Р. С. Газо-жидкостная хроматография, теория и практика. – Ленинград, «Недра», под редакцией Александрова А. Н., Дементьевой М. И., перевод с английского Кедринский В. В., Новикова Ю. А., 1966. – 471 с.
17. Поздняков А.П., Карандин В.Н. Состояние учета количества и качества нефти в жизненном цикле «Добыча-потребление» нефти по России//Нефть, газ и бизнес.- 2003. - №2. - С. 30-33.
18. Поздняков А.П., Карандин В.Н. Точность лишней не бывает. О пользе автоматизации учета нефти//Нефтегазовая вертикаль.-2003. - №5(90). – С. 50-54.
19. Поздняков А.П. Проблема автоматизации учета нефти по России. Материалы 12-го Международного конгресса «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи». CITOGIC-2002. - Геленджик, 17-21 сентября 2002 г.
20. Полежаев П. В., Борисович В. Т., Властовский А. М. Организация и планирование геологоразведочных работ. Учебное пособие. – М.: Недра, 1977. – 264с.
21. Столяров Б. В. и др. Руководство к практическим работам по газовой хроматографии: Учеб. Пособие для вузов / Б. В. Столяров, И. М. Савинов, А. Г. Витенберг; Под ред. Б. В. Иоффе.-3-е изд., перераб.-Л.: Химия, 1988.-336 с.: ил.
22. Состояние учета жидких углеводородов в отрасли и направления повышения точности и достоверности измерений/Материалы совещания специалистов ОАО «Газпром». - Тюмень: ООО «Тюмен-НИИгипрогаз», 6-9 октября 2003 г.
23. Стандарт предприятия 00153270-6,10-018-2000. Определение компонентного углеводородного состава нестабильного газового конденсата методом разгазирования пробы в вакуум.
24. Строительные нормы и правила СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».
25. ТУ 51-0115-001-2007 Конденсат газовый нестабильный.
26. Шурупов С.В., Кисленко Н.Н., Кудрявцев М.А., Лапшин М.П. / Утилизация отходящих газов печного производства техуглерода на Сосногорском ГПЗ: Мат. НТС ОАО «Газпром» «Энергосбережение и энергосберегающие технологии при переработке газа, газового конденсата, нефти» (г. Сургут, сентябрь 2002 г.). — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. — С. 87-93.
27. Шурупов С.В., Кудрявцев М.А., Лапшин М.П. Производство низкодисперсного техуглерода П701 (N772) из газожидкостного сырья. Сб. Научно-технический прогресс в технологии переработки природного газа и конденсата. — М.: ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — ВНИИГАЗ», 2003. — С. 167-169.
28. Яшин Я. И. Физико-химические основы хроматографического разделения. М., «Химия», 1976.-216 с.
29. Технические условия 0241 – 001 – 97152834 – 2009 нефтегазоконденсатная смесь Вуктыльского геолого – экономического района.
Фондовая литература
30. Беда И. Ю., Куранова Т. И., Гудельман А. А., Петренко Е. Л., Пеледова Л. Е. Отчет по теме «Интерпретация сейсморазведочных материалов 3D и переобработанных сейсморазведочных материалов 2D прошлых лет в пределах Вуктыльской площади» за 2004 г.