Нефтегазоносность

В Косью-Роговской впадине выделяются шесть нефтегазоносных комплексов (НГК): ордовикско-нижнедевонский, среднедевонский-нижнефранский, среднефранско-турнейский, нижне-средневизейский, верхневизейско-нижнеартинский, верхнеартинско-верхнепермский.

Ордовикско-нижнедевонский НГК занимает 32,3% объема всего осадочного выполнения впадины и состоит из двух подкомплексов: нижне-среднеордовикско-терригенного и верхнеордовикско-нижнедевонского карбонатного. Нижне-среднеордовикский подкомплекс в Интино-Лемвинской зоне представлен породами тельпосской и хыдейской свит и их аналогами мощностью до 400-500 м во внешней и внутренней зонах, достигая в отдельных разрезах, например р. Лемвы, 2000 м. Коллекторы с наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами в нижнем подкомплексе предположительно распространены на склонах древних поднятий вдоль восточной границы КРВ и в Прилемвинском платформенном автохтоне. Доля песчано-алевролитовых пород здесь оценивается в 40%, глинистых – до 60%. В ордовикско-нижнедевонских отложениях верхнего подкомплекса 70% объема осадочного выполнения приходится на карбонаты и до 30% – на терригенные образования при практически полном отсутствии сульфатных пород. Наблюдаются некоторые литолого-фациальные различия в разрезах верхнего подкомплекса внешней и внутренней зон КРВ.

Если в первой широкое развитие получают рифогенные карбонатные отложения мощностью до 1800 м, то во второй – органогенные и органогеннообломочные породы верхнего ордовика (2500-3000 м), рифогенные известняково-доломитовые образования силура (до 600 м).

Песчано-алевритовые коллекторы нижнего подкомплекса в естественных обнажениях характеризуются средней пористостью 8-9% и проницаемостью 10-15 мД. В карбонатном же подкомплексе в биогенных разностях позднеордовикского и особенно силурийского возраста эти показатели значительно возрастают, достигая в отдельных случаях 16-18% и 450-500 мД. Зональными и локальными флюидоупорами в комплексе предположительно могут быть глинистые и глинисто-карбонатные пачки в силурийской и особенно нижнедевонской частях осадочного разреза. Мощность их достигает 80-120 м.

Нефтегазогенерационный потенциал глинистых и карбонатно-глинистых образований комплекса с сапропелевым типом рассеянного органического вещества (РОВ) превышает 550 г/м3.

Среднедевонско-нижнефранский НГК составляет 5,2% объема осадочного выполнения КРВ. Он представлен терригенными и терригенно-карбонатными породами (кварцево-полевошпатовые песчаники, алевролиты с прослоями известняков) мощностью от 0 до 560 м, увеличивающейся в восточном направлении. Современное распространение коллекторов и покрышек в отложениях комплекса определяется условиями седиментации в обстановках расчлененного досреднедевонского палеорельефа. Присутствие в разрезах (за небольшим исключением) песчаников кедровского омринского, колвинского и старооскольского горизонтов среднего девона и джьерского, яранского горизонтов нижнего франа (5-15 м) определило наличие в них поровых коллекторов, в карбонатных породах – порово-каверновых и трещиноватых коллекторов со значениями пористости соответственно 1-12 и 6-37% при проницаемости от 10 до 1000 мд, а наличие региональной тиманско-саргаевской покрышки обеспечило возможность формирования в ловушках НГК разного типа небольших по запасам залежей УВ.

В целом среднедевонско-нижнефранский НГК в Косью-Роговской впадине характеризуется незначительным развитием коллекторов, обусловленным, главным образом, неблагоприятными первичными условиями их образования (данные З.В. Ларионовой и др.). Глинисто-карбонатные отложения тиманско-саргаевского возраста представляют региональную покрышку мощностью до 80-100 м. Современный нефтегазогенерационный потенциал глинистых пород комплекса с сапропелево-гумусовым и гумусовым типом РОВ варьирует от 300 до 450 г/м3.

Среднефранско-турнейский НГК составляет 10,6% от всего объема осадочного выполнения впадины и представлен мощной толщей (до 1800-2000 м) разнофациальных карбонатных отложений. Характерной особенностью комплекса является широкое развитие в разрезах внешнего и отчасти внутреннего бортов впадины карбонатных рифогенных коллекторов мощностью 300-350 м и более. Рифогенные резервуары приурочены к отложениям среднего фамена, сложены известняками и вторичными доломитами, пористость которых, по данным геофизических исследований скважин (ГИС), достигает 18-20%, проницаемость – 300-400 мД. Тип коллекторов сложный трещинно-кавернозно-поровый. В надрифовых толщах возможно развитие аглютигермов и органогенно-детритовых известняков с пористостью до 22% и проницаемостью более 100 мД. В них развиты порово-трещинные и порово-кавернозно-трещинные коллекторы. Пористость доломитов по керну крайне низкая и составляет 0,2-4%, редко достигая 8%. Значения пористости по промыслово-геофизическим данным выше и достигают 16, иногда 21%.

Флюидоупором для ловушек с коллекторами такого типа являются карбонатно-глинистые отложения сарембойской свиты среднего фамена мощностью до 80 м. Современный нефтегазогенерационный потенциал глин и глинистых известняков с сапропелевым типом РОВ достигает 700-750 г/м3, битуминозных глин доманика превышает 10000-12000 г/м3.

Нижне-средневизейский НГК занимает 3,1% объема всего осадочного выполнения КРВ и представлен в пределах Воркутской ступени мелководно-шельфовыми глинисто-карбонатными отложениями мощностью 50-250 м, а во внутренней зоне впадины – алеврито-глинистыми осадками с прослоями песчаников и реже углей общей мощностью от 20 до 60 м. Широким развитием в отложениях НГК пользуются как карбонатные, так и терригенные коллекторы. Карбонатные коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, слагающими 10-20% объема НГК, присутствуют в разрезах западной части впадины. Для них характерны повышенные значения трещинной пористости (1-1,5%) и проницаемости (до 50 мД). В песчано-алевролитовых разностях средняя пористость превышает 10%, а проницаемость составляет 100-120 мД. В восточной части впадины коллекторские свойства перспективных горизонтов несколько ухудшаются. Пористость пород здесь не превышает 7-8%.

Зональными и локальными флюидоупорами в разрезе комплекса являются пачки глин, аргиллитов, алевритистых глин, сильно глинистых известняков мощностью до 50-60 м. Глинистые нефтематеринские породы комплекса с сапропелево-гумусовым и гумусовым РОВ характеризуются средними значениями нефтегазогенерационного потенциала в 350-400 г/м3. Вместе с тем в разрезе комплекса отмечаются пласты битуминозных глинистых известняков с сапропелевым РОВ, нефтегазогенерационный потенциал которых достигает 3000-3500 г/м3.

Верхневизейско-нижнепермский НГК охватывает около 13,7% осадочного выполнения впадины и подразделяется на два подкомплекса: верхневизейско-позднекаменноугольный и нижнепермский. Верхневизейско-позднекаменноугольный подкомплекс представлен карбонатными образованиями окского надгоризонта, сульфатно-карбонатными отложениями серпуховского яруса, карбонатными породами среднего и частично верхнего отдела каменно-угольной системы. Нижнепермский подкомплекс включает карбонатные образования ассельского, сакмарского ярусов и нижнеартинского подъяруса. В целом в разрезе НГК преобладают глинистые и органогенные известняки, доломиты с прослоями глин, мергелей и сульфатов общей мощностью от 400 до 1000 м. Характерной особенностью всего комплекса является широкое распространение биогермных и рифогенных образований.

В составе НГК выделяется, по С.И. Мотузову, три карбонатных природных резервуара: верхневизейско-серпуховский, средне-позднекаменноугольный и ассельско-нижнеартинский. Карбонатные коллекторы нижнего резервуара имеют открытую пористость от 8 до 15% при проницаемости от 20 до 300 мД. Коллекторы преимущественно порово-кавернозные и кавернозно-поровые. Покрышкой для них служат серпуховские сульфатные образования и башкирские карбонатно-глинистые породы. В пределах внутренней зоны и Кожимско-Лемвинского платформенного автохтона предполагается широкое развитие рифовых и биогермных массивов с близкими по свойствам коллекторами, перекрытыми глинисто-карбонатными отложениями серпуховско-башкирского зонального флюидоупора.

Для среднекаменноугольной части комплекса фильтрационно-емкостные свойства карбонатно-органогенных коллекторов аналогичны верхневизейским. Они улучшаются в ассельско-нижнеартинских органогенных карбонатах, открытая пористость которых достигает 6-18% (при средней по керну 7%), проницаемость изменяется от 20 до 400-500 мД. В южной половине КРВ карбонатные коллекторы принадлежат к порово-трещинно-кавернозному типу и характеризуются пористостью по керну 5-7%. Иногда в разрезах встречаются редкие прослои известняков с эффективной пористостью до 15%. Первичная емкость этих пород значительно уменьшена в результате развития процессов кальцитизации. В породах, слагающих биогермы ассельско-сакмарского возраста, коллекторские свойства пород лучше благодаря проявлению трещиноватости. Зональным флюидоупором для коллекторов верхневизейско-нижнеартинского комплекса служат глины сезымской свиты мощностью 3-50 м. Экранирующие свойства покрышки улучшаются в направлении восточного борта впадины. Нефтегазопроизводящий потенциал глинистых образований НГК с сапропелевым и смешанным типом ОВ варьирует от 400 до 600 г/м3.

Верхнеартинско-верхнепермский НГК составляет около 35,1% осадочного выполнения впадины. Сложен он терригенными и карбонатно-терригенными разнофациальными образованиями верхнеартинского подъяруса, кунгурского яруса и верхней перми. Это алевролиты, песчаники, аргиллиты с прослоями углей, известняков, мергелей общей мощностью от 2000-2600 м в пределах внутреннего борта КРВ, до 500 м – на внешнем борту. Нижнетриасовые отложения общей мощностью до 200 м развиты локально в отдельных глубоких мульдах вдоль гряды Чернышева. Они представлены чередованием песчаников в разной степени глинистых, глинистых алевролитов и глин.

В основании разреза триаса наблюдается несколько пластов траппов. Песчано-алевролитовые коллекторы, в различной степени глинистые, развиты преимущественно в верхней части комплекса и отличаются постоянными фильтрационно-емкостными свойствами. Эффективная пористость их составляет в среднем 6-7%, возрастая иногда до 23-26%. Проницаемость их изменяется от 5-10 до 170-200 мД. В отложениях нижнего подкомплекса, по данным изучения керна глубоких скважин и результатам опробования, также фиксируются песчано-алевролитовые коллекторы со средними и высокими значениями пористости (от 10-25%) и проницаемости (от 50-100 до 400-500 мД).

Коллекторские свойства этих пород несколько ухудшаются от внешнего борта впадины в восточном направлении.

В разрезах комплекса развиты зональные глинистые флюидоупоры удовлетворительного качества мощностью от первых десятков метров до 30-150 м. Нефтегазогенерационный потенциал глинистых пород с гумусовыми типом РОВ изменяется от 250 до 400 г/м3.

Залежи углеводородов различного фазового состава (с преобладанием газовых) и признаки газонефтеносности установлены практически во всех охарактеризованных выше НГК и распространены по всей площади впадины. Это указывает на региональный характер нефтегазопродуктивности всего разреза осадочного чехла, включая структурные зоны автохтона и аллохтона. В настоящее время в КРВ открыты и разведаны 4 месторождения: Падимейское нефтегазовое, Интинское, Кожимское и Романьельское газовые. Газоносность верхнеордовикских отложений доказана получением фонтанных притоков углеводородного газа на Кочмесской (скв. 3, гл. 5629 м, около одного млн. м3/ сут.); силурийских – на Падимейской (скв. 1, гл.. 3908-3925 и 3940-3960 м, более 200 м3/сут.) площадях. В карбонатных коллекторах доманиково-турнейского НГК получены притоки сильно разгазированной легкой нефти (0,806 г/см3, дебит 4,9 м3/сут.) и газа на Поварницкой (скв.1, гл, 3700-3740 и 3756-3782 м), Бергантымылькской (скв 1, гл. 4056-4080 и 4132-4161 м, скв. 3, гл. 3280 м), Верхнероговской (скв. 1, гл. 4063-4250 м) площадях. Признаки газоносности отмечались также в песчаных горизонтах нижне-средневизейского НГК на Падимейской площади (скв. 4, гл. 2248-2250 м).

Основные месторождения газа в верхневизейско-нижнеартинском НГК выявлены в Интино-Лемвинском НГР. На Интинском месторождении основная газовая залежь приурочена к карбонатному резервуару башкирского яруса (скв. 2,3 и др.). Дебиты скважин здесь изменялись от 200 до 700 тыс. л/сут. В газе содержится до 90,43% и более метана и от 0 до 4,5% – сероводорода. Залежь массивная сводовая тектонически-экранированная. Кроме среднекаменноугольных карбонатных резервуаров, на Интинской и смежной Черноречинской площадях высокопродуктивны также карбонаты ассельско-сакмарского возраста. Так, например, в скв. 17-Инта дебиты из этих коллекторов достигали 650 тыс. м3/сут.

На Кожимском месторождении в массивной рифогенной ловушке в отложениях среднего карбона выявлена газовая залежь с содержанием метана до 92,8% и сероводорода – 0-1,5%. Здесь же в северной присводовой части дизпликата в скв. 1-Кожим из ассельско-нижнеартинских биогенных карбонатов аллохтона получены промышленные притоки метанового газа и легкой нефти.

На Лемвинской структуре скв. 3 вскрыта залежь в трещинно-порово-кавернозных коллекторах. В процессе испытания скважины дебит метанового газа с сероводородом до 15% достигал 1 млн. м3/сут.

На Романьельской структуре в природном резервуаре, сложенном органогенными известняками среднего карбона, выявлено месторождение бессероводородного газа. Залежи нефти в органогенных карбонатах верхнего карбонанижней перми обнаружены на Кочмесской площади внешнего борта КРВ и на Падимейской структуре Воркутской ступени. Дебит скв. 3-Кочмес (в интервале глубин 2013,5-2058,8 м) составил 85 м3/сут. Нефть в залежи легкая (уд. вес 0,814 г/см3) с содержанием серы до 0,62 %. В скв. 3-Падимей дебиты достигали 33 м3/сут. Нефть тяжелая (уд. вес 0,9558 г/см3), получена из интервала глубин 1531-1601 м.

Основные параметры всех месторождений нефти и газа, выявленных в Косью-Роговской впадин, приведены в табл. 19.

Анализ установленной газо- и нефтеносности палеозойских НГК в Косью-Роговской впадине позволяет сделать следующие общие выводы:

1. Косью-Роговская впадина преимущественно газоносна. Содержание газообразных УВ в залежах на 1.01.1995 г. составляет 64% от начальных геологических запасов категории ABC1. Газ углеводородный с отсутствием сероводорода (до 55% запасов) или с его содержанием от 0,1 до 18% (до 45% запасов). Содержание стабильного конденсата в газах – от 70 до 280 г/м3.
2. В Интино-Лемвинском районе количество бессероводородного углеводородного газа в разрезе осадочного чехла может составлять не менее 90%.
3. Основные разведанные запасы газа, а следовательно, и конденсата, приурочены к верхневизейско-нижнепермскому НГК, а перспективные и прогнозные ресурсы (категории Д1+Сз) – к ордовикско-нижнедевонскому, среднефранско-турнейскому и верхневизейско-нижнепермскому.
4. Образование газовых и газонефтяных залежей контролируется структурно-тектоническими, биогенными и, в меньшей степени, литолого-стратиграфическими и другими ловушками.
5. Существует значительный неиспользованный резерв прогнозируемых ловушек, содержащих предполагаемые промышленные скопления газа и конденсата, особенно в глубокопогруженных зонах.