Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения

Федеральное агентство по образованию Ухтинский государственный технический университет Кафедра ГНГ Курсовая работа по теме: «Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения»

Федеральное агентство по образованию

Ухтинский государственный технический университет

Кафедра ГНГ

Курсовая работа по теме:

«Строение, условия формирования и нефтегазоносность Северо-Кожвинского месторождения»

ст. гр. ГНГ-1-04

Выполнил Шмырин А.А.

Проверила Забаровская В.В.

Ухта 2008

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 3

1Физико-географический очерк месторождения 4

2 Геолого-геофизическая изученность 6

3 Геологический очерк работ 7

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика 7

3.2 Тектоническое строение месторождения 16

3.3 Нефтегазоносность месторождения 18

4 Условия осадконакопления 25

5 Физико-гидродинамическая характеристика 27

продуктивных коллекторов

6 Свойства и состав нефти, попутного газа 29

7 Запасы нефти и газа 31

Заключение 33

Библиографический список 35

Приложение 1 Сводный Литолого-стратиграфический разрез

Приложение 2 Схема сопоставления продуктивных нижнефранских

отложений по линии скважин 157-159

Приложение 3 Схема сопоставления продуктивных нижнефранских

отложений

по линии скважин 21-11

Приложение 4 Геологический разрез отложений продуктивных

карбонатов пласта Ф-0 (D3 zd) по линии 1-1 через скважины

21-165-5-107-2-105-103/2-103-11

Приложение 5 Геологический разрез продуктивных карбонатов

пласта Ф-2 (D3 el) по линии 1-1 через скважины

21-127-162-5-102-107-122-2-159-105-103/2

ВВЕДЕНИЕ

Северо-Кожвинское нефтяное месторождение находится в Печорскомрайоне Республики Коми и удалено от районного центра г. Печора на 32 км к востоку(рисунок 1).

Месторождение открыто в 1977 г. в результате геолого-поисковых работ, проводимых Печорской НГРЭ Первооткрывательницей месторождения является поисковая скв. 44, в которой при опробовании трех интервалов в эксплуатационной колонне был получен фонтанный приток нефти.

Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями пашийского , афонинского, старооскольского горизонтов.

Пробная эксплуатация месторождения проводилась с 1980 г., с 1983 г. начато его промышленное освоение. С 1994 г.

Основными задачами курсовой работы являются изучение литолого-стратиграфической и тектонической характеристик месторождения, его нефтегазоносность, а также описание условий осадконакопления и свойств коллекторов.

Данная работа выполнялась с 29.01.2008 года по 9.04.2008 года и является закреплением теоретического курса по дисциплине «Теоретические основы и методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений».

1. ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В административном отношении Северо-Кожвинское месторождение расположено в Печорском районе Республики Коми, Ближайшими населенными пунктами являются поселки Каменка,Кожва и районный центр г. Печора находящийся в 32 км от Северо-Кожвинское месторождения. Город Печора – районный центр, имеет железнодорожное сообщение с центральными районами. Вблизи от Северной железной дороги проходит трасса магистрального нефтепровода "Усинск-Ухта-Ярославль-Москва".В непосредственной близости от Северо -Кожвинского нефтяного месторождения находятся Лузское, Южно-Тереховейское, Южно-Лыжское нефтяные месторождения, приуроченные к Печорской группе поднятий (рисунок 1).

Северо-Кожвинское месторождение приурочено к Лыжско-Кыртаельскому валу,осложняющему юго-западный блок структуры более высокого порядка-Печора –Кожвинского мегавала.В составе Лыжско-Кыртаельского вала выделяется цепочка приразломных структур,одной из которых является Северо-Кожвинская.

Площадь покрыта хвойным лесом и незначительной примесью лиственных пород. Заболоченные участки бедны растительностью и покрыты мхами, ягодниками. Животный мир – медведи, лоси, зайцы, белки; из птиц обитают глухари, рябчики.

Гидрографическую сеть образуют река Печора и ее притоки. Берега реки крутые, обрывистые. Основным источником питания поверхностных водотоков, являются подземные воды и атмосферные осадки. Реки замерзают в ноябре, болота – в конце декабря. Вскрытие рек происходит в конце мая.

По климатическим условиям район относится к континентальному и характеризуется отрицательной среднегодовой температурой воздуха (-2,3о С), с прохладным коротким летом и длительной умеренно-суровой зимой. Температура воздуха колеблется от +26о С до минус 53о С. Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 525 мм. Большая часть осадков приходится на теплый период.

В конце 70-х – начале 80-х годов ПГО «Ухтанефтегазгеология» проводила работы по изучению гидрогеологических и инженерно-геологических условий на территории Печорской группы поднятий, а также на поиски стройматериалов. Основными источниками водоснабжения на рассматриваемой территории могут служить нижнеюрский, среднеюрский и среднечетвертичный водоносные горизонты, на которые предусматривается бурение скважин глубиной от 40 до 320 м. Дебиты скважин при откачке – до 400-600 м3 /сут.

2 Геолого-геофизическая изученность

Северо-Кожвинская структура была выявлена и подготовлена к глубокому бурению сейсморазведочными работами МОГТ в 1976 г (с/п 10591, Панцерно А.Ф.) по ОГ перми-силура.

По материалам по отражающему горизонту III Фо (подошва D3 fm1 Фо) Северо-Кожвинская структура приурочена к зоне облекания барьерного рифа печорского возраста и представлена в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания и локального купола в районе скв. 44. Брахиантиклинальное поднятие по замкнутой изогипсе минус 1700 м, имеет размеры 2.1х6.9 км и амплитуду до 50 м, а северный купол – 1.1х1.1 км и амплитуду около 15 м.

Структурные построения по кровле пласта Ф0 D3 zd и кровле пласта Ф2 D3 el, выполненные ОАО «Татнефтегеофизика» методом схождений, послужили основой для новой геологической модели, представленной в данной работе. В 2004-2005 гг. в пределах указанной структуры были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ-3D и 2D. По результатам этих работ значительно изменилась геологическая модель месторождения. В связи с отмеченными выше обстоятельствами должна измениться и стратегия дальнейшего освоения и разработки рассматриваемых залежей.

3 ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Стратиграфия

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Северо-Кожвинского месторождения при­водится в соответствии с унифицированной схемой стратиграфии ТПП (1985 г.). Иллюстрацией геологического строения месторождения служит сводный геолого-геофизический разрез (граф. прил.1). Подробное описание литолого-стратиграфического разреза содержится в разделе 2 книга 1 (этап 1).

Образования байкальского фундамента в пределах месторождения не вскрыты, но изучены бурением на близлежащих площадях, где слагают терригенную (№№ 13-Сотчемью, 21-Лемью-Ираель) и терригенно-карбонатную (№№ 11, 13-Седьвож) формации позднерифейско-вендского возраста, перекрытые в ряде скважин венд-кембрийской молассой и прорванные интрузиями гранитов (№ 11-Малая Пера).

Осадочный чехол на месторождении изучен в объеме палеозойских, мезозойских и четвертичных отложений (табл.прил. 12, книга 2). Вскрытая мощность осадочного чехла составляет 2401 м (скв. 11 Северо-Аресская). Наиболее древними из вскрытых являются верхнеордовикские образования.

Палеозойская группа – PZ

Ордовикская система (О)

Ордовикская система (О) представлена отложениями верхнего отдела (О3 ), в разрезе которого, вскрытого скв. 11, выделяются малотавротинский и салюкинский горизонты. Осадки малотавротинского горизонта (O3 mt), вскрытой мощностью 16 м, представлены переслаиванием доломитов, домеритов и аргиллитов с преобладанием первых. Разрез салюкинского горизонта (O3 sl), мощностью 17 м в скв. 11, сложен глинисто-сульфатно-карбонатной ассоциацией пород, в виде тонкого переслаивания пестроцветных доломитов, домеритов, аргиллитов.

Силурийская система (S)

Силурийская система (S) представлена только нижним отделом (S1 ), мощностью 72 м. Седиментационные и вторичные зеленовато-серые доломиты, неравномерно обогащенные глинисто-алевритовым материалом.

Девонская система (D)

Девонская система (D) в районе месторождения присутствует в объеме верхнего отдела, мощностью до 700 м. Нижний и средний отделы размыты. Верхний отдел (D3 ) сложен породами франского и фаменского ярусов.

Франский ярус (D3 f) представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов и характеризуется различными по литологии породами общей мощностью 443 м.

На Северо-Аресском месторождении нижнефранский подъярус присутствует только в объеме джьерского и тиманского горизонтов.

Джьерский горизонт (D3 dzr), мощностью 43 м, представлен частым ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов при преобладании глинистых разностей. Породы содержат примесь туфогенного материала.

Тиманский горизонт (D3 tm) является региональным флюидоупором для среднедевонско-франского нефтегазоносного комплекса. Горизонт представлен преимущественно глинистыми осадками. В нижней части: аргиллитами с прослоями алевролитов, туфоалевролитов, туфопелитов и туфов. В верхней части горизонта разрез сложен ритмичным переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Мощность горизонта составляет 30 м.

Отложения среднефранского подъяруса слагают осадки сар­га­ев­ского и доманикового горизонта.

Сар­га­ев­ский горизонт (D3 sr). Разрез горизонта, мощностью 20–25 м, представлен тонким переслаиванием разнообразных пород – темно-серых, черно-коричневых аргиллитов, мергелей, глинистых тонкокристаллических известняков. В верхней части саргаевского горизонта (5–10 м) обычно появляются прослои битуминозных известняков и глинисто-битуминозных сланцев. Для этой части разреза характерны многочисленные и довольно разнообразные остатки ископаемых организмов.

Доманиковый горизонт (D3 dm). Отложения доманикового горизонта, мощностью 8 м, представлены тонкослоистыми известняками темно-серыми до черных, глинистыми и битуминозными, с прослоями мергелей и глинистых сланцев. Горизонт уверенно выделяется по керну и на диаграммах каротажа (высокие значения КС) и является региональным репером.

Отложения верхнефранского подъяруса в объеме ветласянского, сирачойского и нерасчлененных евлановского и ливенского горизонтов представлены образованиями трех литолого-фациальных зон - «зарифовой» мелководно-шельфовой, рифогенной и депрессионной (компенсирующие толщи заполнения предрифовой впадины и доманикоидные отложения).

Ветласянский горизонт (D3 vt), мощностью 20 м, представлен темно-серыми и черными битуминозными аргиллитами и глинистыми тонкослоистыми сланцами, неравномерно алевритистыми, с прослоями алевролитов. В верхней части толщи появляются прослои известняков.

Сирачойский горизонт (D3 srč) представлен предрифовыми и депрессионными образованиями в доманикоидных фациях. Мощность отложений составляет 57 м. Состав осадков аналогичен доманиковому горизонту.

Евлановский+ливенский горизонты (D3 ev+lv). Нерасчлененные евлановско-ливенские отложения, мощностью 261 м, представлены в объеме ухтинской и усть-ухтинской свит

Нижняя, преимущественно глинистая по ГИС толща, отвечает усть-ухтинской свите (D3 u). Она сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями алевролитов общей мощностью до 20 м.

Вышележащие отложения ухтинской свиты (D3 uh) на Северо-Аресской площади представлены отложениями «рифовой» зоны: переслаивание известняков, доломитов и реже доломитовых мергелей.

Фаменский ярус (D3 fm) присутствует в объеме нижнефаменского подъяруса (D3 fm1 ).

Задо­нский горизонт (D3 zd). Отложения формировались либо над сводами верхнефранских рифов, образуя намывные острова и карбонатные отмели, характеризующиеся развитием зернистых осадков, либо на склонах рифовых тел, которые характеризуются широким развитием пелитоморфных (иловых), детритово-иловых, тонко-микрозернистых, часто глинистых, известняков.

В основании горизонта залегает глинисто-карбонатный пласт мощностью до 7 м. Выше залегает известняковый пласт (по местной нефтепромысловой номенклатуре пласт Ф0 zd) мощностью 26–42 м, к которому приурочены коллектора. Известняки от светло-серого до темно-серого цвета, с массивной или линзовидно-волнисто-слоистой текстурой, подчеркнутой распределением глинистого материала и горизонтальными стилолитами, заполненными черным глинисто-битуминозным и голубовато-зеленым глинистым материалом. Породы плотные, прослоями пористые. С многочисленными тонкими вертикальными трещинами, зияющими и заполненными кальцитом. По структурно-текстурным характеристикам, составу и содержанию форменных образований известняки подразделяются на 3 типа: водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонко-мелкозернистые, среди которых в разрезе пласта Ф0 zd преобладающее значение имеют первые.

На Северо-Аресском месторождении к отложениям задонского горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Схема корреляции продуктивных нижнефаменских отложений приведена на граф.прил. 2.

В целом, в разрезе пласта Ф0 zd можно проследить четыре пачки (снизу-вверх): Ф0 -0, Ф0 -1, Ф0 -2, Ф0 -3. Коллектора приурочены к пачкам Ф0 -1, Ф0 -2, Ф0 -3. Мощность пачки Ф0 -0 составляет 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0 -1 - 5–12 м (в среднем 8 м), Ф0 -2 - 6–14 м (в среднем 9 м), Ф0 -3 - 3–8 м (в среднем 5 м)

Елецкий горизонт (D3 el). Отложения елецкого горизонта, мощностью 202–236 м, относятся на рассматриваемой территории к образованиям « зарифовой» зоны мелководного шельфа. В елецкое время на шельфе формировалась мощная глинисто-карбонатная толща. В регрессивные периоды откладывались пачки глинистых известняков, мергелей и известковистых глин. В трансгрессивные периоды формировались карбонатные пласты, которые согласно местной нефтепромысловой номенклатуре проиндексированы снизу вверх как Ф0 el, Ф1 –Ф4 . В целом, елецкая толща характеризуется ритмично-слоистым строением разреза

В основании елецкой толщи залегает известняково-глинистый пласт «Г0 », который перекрыт карбонатным пластом Ф0 el, над которым следится пачка «Г», сложенная глинами, глинистыми известняками, мергелями с преобладанием глин.

Выше наблюдается чередование карбонатных пластов Ф1 , Ф2 , Ф3 и Ф4 и межпластовых известняково-глинистых пачек. Коллектора на месторождении приурочены к карбонатным пластам Ф2 , Ф3 и Ф4 . В отличие от более южных районов в пласте Ф1 присутствие коллекторов не отмечается.

Пласты Ф2 , Ф3 и Ф4 , как и пласт Ф0 zd, в основном, формируют известняки водорослевые сгустково-комковатые, литокластические и тонкозернистые.

К пластам Ф2 , Ф3 и Ф4 на месторождении приурочены промышленные залежи нефти.

Каменноугольная системы (С)

Отложения каменноугольной системы (С) в пределах исследуемой территории присутствуют в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел (C1 ). В разрезах скважин Северо-Аресского месторождения выделены отложения визейского (C1 v) и серпуховского (C1 s) ярусов. Турнейский ярус размыт в результате предвизейской эрозии.

Визейский ярус (С1 v) в объеме верхневизейского подъяруса1 v3 ) , мощностью 58–73 м, представлены преимущественно карбонатными породами, в основном, известняками, доломитами.

Отложения серпуховского яруса (С1 s), мощностью 29–39 м, представлены карбонатными породами с маломощными прослоями аргиллитов в нижней части верхнесерпуховского подъяруса. Литологически разрез сложен преимущественно известняками серыми, светло-серыми, детритовыми, органогенно-обломочными, прослоями глинистыми, неравномерно доломитизированными, участками переходящими в доломиты, неравномерно зернистые, сульфатизированные.

Отложения среднего карбона (С2 ) присутствуют в объеме башкирского (C2 b) и московского (C2 m) ярусов.

Разрез башкирских отложений C2 b, мощностью 24–32 м, сложен чередованием известняков и доломитов с подчиненными маломощными прослоями терригенных. Известняки светло-серые с буроватым оттенком, детритовые, преимущественно водорослевые, фораминиферовые, неравномерно перекристаллизованные и доломитизированные, в нижней части часто глинистые с прослоями аргиллита. Доломиты светло-серые с буроватым оттенком, мелко-тонкозернистые, участками с реликтами тонкозернистого известняка, с включениями кремней.

Московский ярус (C2 m). Литологически разрез сложен переслаиванием известняков, мергелей и глин. Известняки серые, светло-серые, участками глинистые, органогенно-детритовые, водорослевые, с редкими включениями кремня. Доломиты, серые со слабым коричневатым оттенком, неравномернозернистые, прослоями с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, выщелоченные, трещиноватые. Мергели зеленовато- и темно-серые. Глины темно-серые и реже зеленовато-серые, часто известковистые с прослоями известняка и песчано-алевритовых пород. Мощность яруса составляет 132–139 м.

Разрез верхнего отдела (С3 ), мощностью 42–55 м, сложен известняками светло-серыми, с буроватым оттенком, желтовато- и коричневато-серыми, биоморфно-детритовыми, преимущественно водорослевыми и фузулинидовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, прослоями порово-кавернозные, сульфатизированные, с прослоями вторичных доломитов, со стяжениями голубовато-серого кремня и линзовидными прослоями кремнистого известняка.

Пермская система (Р)

Пермские образования (Р) представлены в объеме нижнего и верхнего отделов, общей мощностью 650–699 м.

В разрезе нижнего отдела (Р1 ) прослеживаются нерасчлененные отложения ассель­ского + сакмарского (P1 a+s) и кунгурско­го (P1 k) ярусов; артинский (P1 ar) ярус отсутствует.

Ассельский+сакмарский ярусы (P1 a+s). Известняки серые, прослоями с буроватым оттенком, коричневато- и светло-серые, органогенно-детритовые, переслаивающиеся с оолитоподобными водорослево-фораминиферовыми и мелко-тонкозернистыми известняками, слабо и неравномерно глинистые и доломитизированные, пятнисто окремненные, с конкрециями голубого кремня, плотные, крепкие. Прослоями отмечаются светло-серые доломиты и светло-голубовато-серые мелко-среднезернистые ангидриты. Толща выдержана по площади, мощность ее составляет 139–164 м.

Отложения кунгурского яруса (P1 k), мощностью 71–82 м, залегают со стратиграфическим перерывом на сакмарских отложениях. Литологически разрез сложен внизу карбонатно-терригенной пачкой, вверху - карбонатной.

Карбонатно-терригенная пачка представлена частым и тонким чередованием, переходящим в переслаивание, алевролитов, глин, мергелей, известняков. Карбонатная пачка представлена преимущественно мелко-, тонко- и скрытокристаллическими известняками и доломитами, переслаивающимися с мелкозернистыми и обломочными разностями.

В составе верхнего отдела (Р2 ) выделены отложения уфимского и нерасчлененных казанского+татарского ярусов, общей мощностью 428–478 м.

Осадки уфимского возраста (P2 u) залегают на кунгурских отложениях. Мощность яруса варьирует от 195 м до 228 м.

В основании яруса залегает пачка сероцветных пород, мощностью 30–40 м, состоящая из полимиктовых песчаников, алевролитов, глин, прослоев известняков. Породы ритмично переслаиваются, мощность прослоев достигает 2–3 м.

Вышезалегающие отложения литологически более однообразны и представлены пачкой переслаивания пестроцветно-красноцветных глин, аргиллитов, полимиктовых песчаников, алевролитов, мергелей. Глины в разрезе преобладают. Глины отличаются густой темно-коричневой окраской за счет рассеянного тонкодисперсного гематита. Темно-коричневые глины плитчатые, содержат значительную примесь (до 20–25%) алевритового материала.

Нерасчлененные отложения казанского+татарского ярусов (P2 kz+t) несогласно залегают на уфимских. Разрез сложен терригенными породами различного генезиса, формировавшимися в континентальных условиях озерно-аллювиальной равнины. Общая мощность отложений изменяется от 207 м до 250 м.

Нижняя часть разреза представлена чередованием песчаных пластов (в основании некоторых из них присутствуют гравелиты и конгломераты), пачек ритмичного переслаивания серых песчаников, пестроцветных и красно-коричневых глин, алевролитов и глинисто-карбонатных пород.

Средняя часть разреза преимущественно глинисто-карбонатная, представленная, в основном, глинами пестроцветными и мергелями с конкрециями и прослоями глинистых и пелитоморфных известняков.

Вышезалегающие отложения представлены песчано-алевролитово-глинистой толщей, в которой ведущую роль играют серые, пестроцветные и коричневые глины, часто алевритистые, комковатые с карбонатными желвачками или тонкоотмученные с горизонтальной слоистостью. Характерно развитие почв, присутствие прослоев углистых глин и растительных остатков хорошей сохранности.

Мезозойская группа – MZ

Триасовая система (T)

Триасовые отложения (T) со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на денудированной поверхности пермских пород. Триасовая система представлена породами нижнего, среднего отделов общей мощностью 368–418 м.

Нижний триас (T1 ) сложен песчано-глинистыми породами чаркабожской и харалейской свит.

Чаркабожская свита (T1 čb), мощностью 222–269 м, представлена глинами с прослоями алевролитов и песчаников. Глины красно-коричневые, часто с зеленовато-серыми пятнами, неравномерно алевритистые, оскольчатые, с поверхностями скольжения, содержат точечные выделения и желваки кальцита. Песчаники полимиктовые, зеленовато-серые, реже красно-коричневые, разнозернистые, глинистые. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые.

Разрез харалейской свиты (T1 hr), мощностью 26–79 м, сложен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Песчаники полимиктовые, серые с зеленоватым оттенком, средне-мелкозернистые, глинистые, с окатышами глин. Алевролиты тонкослоистые, неравномерно известковистые. Глины красно-коричневые, часто с фиолетовым оттенком, неравномерно алевритистые, с поверхностями скольжения.

Отложения среднего отдела (T2 ) присутствуют в объеме ангуранской свиты (T2 an), мощностью 88–122 м, сложенной песчаниками с прослоями глин. Песчаники полимиктовые, серые и светло-серые, мелкозернистые, косо- и горизонтально-слоистые, с окатышами серых глин. Глины пестроцветные и серые, неравномерно-алевритистые, с прослоями и сферолитами сидерита, с растительными остатками.

Юрская система (J)

Со стратиграфическим перерывом юрские осадки (J), мощностью до 150 м, залегают на поверхности триасовых oтложений, выполняя неровности предъюрского рельефа, и представлены в объеме нерасчлененных нижнего+среднего отделов (J1+2 ).

В нижней части разрез представлен песками и слабосцементированными песчаниками олигомиктовыми, светло-серыми до белых, с галькой и валунами изверженных и метаморфических пород, с подчиненными прослоями глин серых и темно-серых, алевролитов, с растительным детритом, с конкрециями пирита.

Выше - осадки представлены песчано-глинистыми породами. Глины серые, неравномерно алевритистые и песчанистые, с гнездами песчано-алевролитового материала. Песчаники желтовато-зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, рыхлые, участками с примесью гравия, с конкрециями пирита. Для отложений характерны линзы и конкреционные стяжения карбонатных пород (мергелей, глинистых известняков и сидеритов). Обогащение карбонатами связано с присутствием скоплений фауны пелеципод, аммонитов, белемнитов, фораминифер.

Кайнозойская группа – KZ

На мезозойских отложениях трансгресивно, со значительным стратиграфическим перерывом, залегают отложения четвертичной системы (Q), мощностью 50–150 м, представленные суглинками и супесями темно-серыми, серыми с валунами, галькой и гравием метаморфических и осадочных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала, галечников. Породы имеют разнообразный генезис – морской, ледниковый, аллювиальный, озерный, болотный.

3.2 Тектоника

По тектоническому районированию ТПП исследуемая площадь расположена в западной части Лемьюской ступени – тектонического элемента II порядка в составе Омра-Лыжской седловины, которая, в свою очередь, относится к Ижма-Печорской синеклизе.

Омра-Лыжская седловина, охватывающая центральную, восточную и южную части Ижма-Печорской синеклизы, представляет собой крупную (70х500 км) меридионально вытянутую положительную структуру I порядка, отделяющую Верхнепечорскую впадину от Нерицкой, Ижемской и Кипиевской ступеней Ижма-Печорской синеклизы. Северным ограничением седловины является Печоро-Кожвинский мегавал.

В пределах Омра-Лыжской седловины выделяются структурные элементы II порядка: Джебольская моноклиналь, Омра-Сойвинская, Тэбукская, Лемьюская, Лузская и Ронаельская ступени, осложненные, в свою очередь, малоамплитудными структурами и структурными носами, а также Мичаю-Пашнинский вал, сформировавшийся над Илыч-Чикшинской системой разломов.

По гипсометрическому положению Лемьюская ступень залегает выше расположенных с севера, запада и востока Лузской, Ижемской и Ронаельской ступеней и ниже Тэбукской ступени, расположенной южнее. Ее размеры по кровле карбонатных отложений нижней перми-карбона составляют 110х55 км. Большое количество малоамплитудных структур, осложняющих ступень, ориентировано, в основном, в северо-восточном направлении и характеризуется унаследованностью в развитии. По отложениям нижнего палеозоя Лемьюская ступень сохраняет наклон на восток, а входящие в ее состав структурные террасы имеют тенденцию к выполаживанию вверх по разрезу.

В западной части Лемьюской ступени выделяется Сотчемью-Аресская зона локальных поднятий северо-восточного простирания, включающая Нерцовскую, Аресскую, Северо-Аресскую, Турышевскую, Северо-Ираельскую, Сотчемьюскую, Восточно-Сотчемьюскую, Талыйюскую, Северо-Талыйюскую структуры, наиболее выраженные по нижнепермско-девонским отложениям. Перечисленные структуры расположены в пределах зон развития верхнефранских барьерных рифов, обусловивших наибольшую контрастность локальных структур по кровле верхнефранских отложений. Структуры представляют собой брахиантиклинальные складки северо-восточного простирания, разделенные малоамплитудными перегибами. Полоса верхнефранских барьерных рифов Аресско-Сотчемьюской зоны прослеживается в северо-восточном направлении вплоть до северной периклинали Талыйюского поднятия, далее она продолжается уже в пределах Лузской ступени, разворачиваясь в северном направлении, и трассируется вплоть до Южно-Терехевейской структуры.

По материалам по отражающему горизонту III Фо (подошва D3 fm1 Фо) Северо-Аресская структура приурочена к зоне облекания барьерного рифа ухтинского возраста и представлена в виде брахиантиклинали северо-восточного простирания и локального купола в районе скв. 11. Брахиантиклинальное поднятие по замкнутой изогипсе минус 1700 м, имеет размеры 2.1х6.9 км и амплитуду до 50 м, а северный купол – 1.1х1.1 км и амплитуду около 15 м. Структурные построения по кровле пласта Ф0 D3 zd и кровле пласта Ф2 D3 el, выполненные ОАО «Татнефтегеофизика» методом схождений, послужили основой для новой геологической модели, представленной в данной работе.

Кровлю карбонатных отложений фаменского яруса контролирует отражающий горизонт II-III, приуроченный к границе раздела каменноугольной и девонской систем. Структурный план по этому горизонту на площади сохраняет основные черты строения нижнефаменских отложений, но с весьма существенным выполаживанием локальных элементов.

3.3 Нефтегазоносность

В соответствии с нефтегазогеологическим районированием Тимано-Печорской провинции Северо-Аресское месторождение находится в юго-западной части Верхнелыжско-Лемьюского НГР Ижма-Печорской нефтегазоносной области.

Распределение зон нефтенакопления в верхнедевонских отложениях в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР определяется характером распространения рифовых построек того или иного типа, которые совместно с надрифовыми пластами являются основными природными резервуарами, формируя комбинированные антиклинально-рифовые и надрифовые ловушки. Коллекторы установлены как в самих телах рифов, так и в перекрывающих их шельфовых толщах. В северной части Сотчемью-Аресской зоны над зонами облекания сирачойского и доманикового рифов, в частности, на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях, увеличивается глинистость евлановско-ливенских отложений, рифогенные карбонаты замещаются шельфовыми глинисто-карбонатными породами, а над шельфовыми верхнефранскими коллекторами появляются маломощные глинистые зональные нижнефаменские покрышки, что позволяет сохраняться под ними верхнефранским залежам нефти. Выявленные на Турышевском и Западно-Аресском месторождениях залежи в D3 f3 – массивные, сводовые. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности.

Промышленно продуктивными и перспективными горизонтами нижнего фамена Сотчемью-Аресской зоны являются карбонатные пласты: Ф0 zd, Ф0 el, Ф1 el, Ф2 el, Ф3 el, Ф4 el. Залежи нефти в пласте Ф0 zd выявлены на Западно-Нерцовском, Нерцовском, Аресском, Западно-Аресском, Турышевском, Сотчемьюском, Восточно-Сотчемью-Талыйюском и др. поднятиях. Тип ловушек - пластовые, антиклинальные, рифового облекания.

Так, например, на Аресском месторождении рифогенные карбонаты ухтинской свиты перекрыты карбонатными породами задонского горизонта. В виду повсеместного отсутствия над рифовыми массивами экранирующих толщ, залежи нефти здесь сконцентрированы только в фаменском надрифовом пласте Ф0 zd. В продуктивном разрезе выделено 4 продуктивных пачки (Фо-0, Фо-1, Фо-2, Фо-3), образующих единый гидродинамически связанный резервуар.

На Сотчемьюском и Восточно-Сотчемью-Талыйюском месторождениях промышленная нефтеносносность также связана только с надрифовым пластом Ф0 zd. Залежи нефти, выявленные на месторождениях, - пластовые сводовые, тектонически и литологически ограниченные. Всего в разрезе выделено 4 продуктивных пласта (по индексации ЗАО «Печоранефтегаз» - «красный», «зеленый», «голубой», «черный»), к которым приурочены обособленные залежи нефти, имеющие ВНК на разных отметках. Это связано с тем, что в разрезе пласта Ф0 zd появляются пласты мергелей, которые служат зональными внутриформационными флюидоупорами, кроме того, за пределами гребня евлановско-ливенского рифа коллекторские свойства известняков ухудшаются за счет увеличения в разрезе прослоев тонкозернистых глинистых и пятнисто-доломитизированных известняков.

В вышезалегающих карбонатных пластах елецкого горизонта Ф0 el и Ф1 el в пределах Сотчемью-Аресской зоны коллектора, как правило, отсутствуют.

Промышленная продуктивность пласта Ф2 el доказана на Северо-Аресском месторождении, непромышленные притоки нефти получены на Турышевском и Аресском месторождениях.

Пласты Ф3 el и Ф4 el практически на всех площадях Сотчемью-Аресской зоны обводнены, лишь в скв. № 11-Сев.Аресская при испытании в эксплуатационной колонне были получены притоки нефти.

В пределах Аресской группы месторождений пласт Ф5 el практически повсеместно размыт.

К настоящему времени на Северо-Аресском месторождении промышленные залежи нефти выявлены в карбонатных нижнефаменских пластах Ф0 zd, Ф2 el, Ф3 el, Ф4 el. Коллекторами являются известняки и их доломитизированные разности со сложной структурой порового пространства, в строении которого участвуют поры, каверны и трещины в различном сочетании.

Ниже приводится характеристика залежей.

На месторождении выявлено две залежи нефти (снизу вверх):

1. Залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф0 задонского яруса верхнего девона;

2. Залежь нефти в карбонатных породах пласта Ф2 елецкого яруса верхнего девона.

1.Залежь нефти пласта Ф0 задонского горизонта – пластово-массивная, сводовая, сложного строения. Коллектора внутри пласта имеют неравномерное распространение.

Продуктивные отложения пласта Ф0 , залегающие в среднем на глубине 1862 м, представлены известняками серыми, иногда коричневатыми, преимущественно тонкозернистыми, участками глинистыми, прослоями обломочными и органогенно-детритовыми, водорослевыми, неравномерно пористо-кавернозными. Покрышкой залежи служат глинистые отложения пачки «Г» (репер «Г»), распространенные на всей площади и выделенные во всех скважинах.

ВНК определен на абсолютной отметке минус 1678 м по материалам ГИС и данным испытания в открытом стволе и перфорированной колонне. По результатам испытаний максимальная глубина нижних дыр интервала перфорации, из которого получен приток безводной нефти, зафиксирована в скважине 112 на отметке минус 1676 м. В скважине 21 приток пластовой воды получен из интервала с верхними дырами перфорации на отметке минус 1678 м. По материалам ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора отмечено в скважине 157 на отметке минус 1678.1 м. Наиболее высокое положение кровли водонасыщенного пласта отмечено в скважинах 21 и 162 на отметке минус 1677.6 м

Залежь характеризуется как пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 9,75´1,375 км, высота – 48 м.

В разрезе залежи прослеживаются четыре проницаемых пропластка: Ф0 -0, Ф0 -1, Ф0 -2, Ф0 -3 (снизу вверх).

Общая толщина пласта Ф0 достигает 55 м (скв. 105), составляя в среднем 36,8 м. Эффективная толщина имеет среднее значение 6,21 м, при минимальном 1 м в скважине 127 и максимальном 14 м в скважине 159. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина составляет 3,6 м, изменяясь по скважинам от 1 (скв. 107) до 14 м (скв. 159).

В разрезе прослеживаются от 1 до 8 мелких проницаемых прослоев. Коэффициент расчлененности равен 3,62, коэффициент гранулярности – 0,17.

Проницаемые отложения верхнего пропластка Ф0 -3 имеют почти повсеместное распространение по площади (93 %), отсутствуют лишь в скважинах 101, 104, 107, 157. В разрезе прослеживается от 1 до 3 проницаемых прослоя (в среднем 1,18), все – нефтенасыщенные. Общая толщина пропластка Ф0 -3 составляет 7 м, изменяясь от 5 (скв. 22) до 9 м (скв. 5). Эффективная толщина достигает 4,2 м (скв. 159), имея среднее значение 1,65 м. Коллекторы занимают 23,4 % всего объема пропластка Ф0 -3.

Коллекторы пропластка Ф0 -2 занимают 82 % площади и отсутствуют в скважинах 2, 5, 22, 102, 103, 127. Общая толщина в среднем составляет 7,5 м, имея минимальное значение 4 м в скважине 22, максимальное – 13 м в скважине 105. Эффективная толщина изменяется от 1 м в скв. 107 до 2,8 м в скв. 158, составляя в среднем 1,7 м. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 1,7 м, имеет тот же диапазон изменения. Коэффициент гранулярности равен 0,22. В разрезе прослеживается один проницаемый прослой.

Проницаемые отложения пропластка Ф0 -1 отсутствуют в скважинах 105, 127 и занимают 86% площади. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (в среднем 1,47). Общая толщина пропластка Ф0 -1 в среднем составляет 8,81 м, изменяясь от 6 до 13 м. Эффективная толщина достигает 4,4 м (скв. 104), имея среднее значение 2,99 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 в скважине 112 до 4,4 м в скважине 104, при среднем значении 3,2 м. Коллекторы занимают 35,5% всего объема пропластка Ф0 -1.

Коллекторы пропластка Ф0 -0 занимают 80 % площади нефтеносности. Общая толщина в среднем составляет 13,3 м, имея минимальное значение 7 м в скважине 127, максимальное – 22 м в скважине 105. Эффективная толщина изменяется от 0,8 в скважине 158 до 4 м в скважине 5, составляя в среднем 1,9 м. Нефтенасыщенные карбонаты вскрыты в скважинах 5, 101, 158, 159. Нефтенасыщенная толщина в среднем равна 2,85 м. Коэффициент гранулярности – 0,13. В разрезе прослеживается от 1 до 2 проницаемых прослоя (коэффициент расчлененности – 1,09).

2.Залежь нефти пласта Ф2 елецкого горизонта приурочена к глубинам 1655 – 1774 м (в среднем 1708 м). Продуктивными являются известняки мелкообломочные, неравномерно пористые, участками кавернозные и пятнисто доломитизированные.

После оперативного подсчета запасов (1991г) на месторождении проводилось эксплуатационное бурение. Результаты опробования скважин свидетельствуют о различном гипсометрическом уровне ВНК и о площадной разобщенности залежей.

Определение характера насыщения коллекторов по пласту Ф2 обычными способами по методу удельного электрического сопротивления затруднено, так как УЭС отражают промытую зону. В таких случаях продуктивность коллекторов определяется опробованием интервалов, давших безводную нефть.

В районе скважины 21 по данным ГИС и опробования ВНК принят на отметке минус 1528 м. При испытании в процессе бурения в интервале 1651 – 1667 (-1522,6 –1538,6 м) и в колонне 1652 – 1656 (1523,6 – 1527,6) м получены притоки нефти и минерализованной воды. Это не противоречит данным ГИС, так как ВНК вскрыт внутри продуктивного пласта на глубине 1656,2 (-1527,8) м. Площадь нефтеносности этого участка – 1987,5 тыс. м2 . Залежь сводовая, пластовая с размерами 2,5´1,05 км, высотой около 10 м.

На остальной площади подсчетный уровень принят на абсолютной отметке минус 1522 м. В скважине 103/2 подошва последнего нефтенасыщенного коллектора вскрыта на глубине 1727,2 (-1522,4), кровля первого водонасыщенного коллектора в скважине 112 – на глубине 1726 (-1521,9) м. Площадь нефтеносности – 10718,75 тыс. м2 . Залежь сводовая, пластовая с размерами 7,0 ´1,9 км, высотой 28 м (скв. 159).

Общая мощность пласта Ф2 достигает 18,3 м (скв. 103/2), составляя в среднем 14,8 м. Нефтенасыщенные толщины залежи нефти пласта Ф2 изменяются от 1,6 м (скв. 21) до 8,2 м (скв. 104), средневзвешенная по площади (площадь нефтеносности – 12706,25 тыс. м2 ) толщина равна 3,32 м. Эффективная толщина имеет среднее значение – 6,2 м, при минимальном – 2,6 м в скважине 162 и максимальном – 10,4 м в скважине 157.

В разрезе прослеживаются от 1 до 3 проницаемых прослоя. Коэффициент расчлененности равен 1,45. Коллекторы занимают 42% от общего объема пласта Ф2 .

Для количественной оценки степени прерывистости пласта по площади определен коэффициент распространения пород-коллекторов. Для пласта Ф2 он равен 1, т.к. в пределах внешнего контура нефтеносности коллекторы развиты повсеместно

4 УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ

Главной особенностью карбонатного накопления является преобладание биогенного механизма извлечения СаСО3 из морской воды, значительно меньшее значение имеют хемогенный и биогенный способы. Так как основным объектом данной работы служат рифовые комплексы и генетически связанные с ними отложения, то речь далее пойдёт о шельфовом и склоновом (верхняя и нижняя части континентального склона) карбонатонакоплении, обусловленном в основном детальностью бентоса, обладающего карбонатной функцией. Те же организмы осаждают СаСО3 на шельфах океанических островов и на океанических подводных поднятиях. В основе биогенного осаждения карбонатов лежит избирательная способность организмов поглощать элементы, находящиеся в морской воде, и накапливать их в комбинациях, отличных от существующих в морском растворе.

Образование биогенного карбонатного материала происходит за счёт солей, растворённых в речной воде, поступающей с суши. Растворённые формы – основа биогенного карбонатонакопления - достигают шельфа и склона без заметных изменений количества. По химическому составу морская вода отличается от речной: в морской воде Na>Mg>Ca и Cl>SO4 >CO3 , в речной воде – Ca>Na>Mg и CO3 >SO4 >Cl. Только в результате осаждения карбонатного материала речная вода может превратиться в морскую. Главную роль в этом процессе играют сложные биологические системы организмов. Рифовые биоценозы представляют собой наиболее яркий пример таких систем, состоящих из комплекса взаимосвязанных организмов, деятельность которых направлена на извлечение карбонатов из морской воды и максимальную их концентрацию. В то же время рифовые биоценозы сами служат активными поставщиками карбонатного материала, накапливающегося в виде обломков и карбонатных илов на шельфе и в верхней части континентального склона, а также поступающего в виде растворов и взвеси во внутренние части морей и океанов.

Рифы представляют собой промежуточную ступень в переносе карбонатов с континентов во внутренние части океанов. Большую роль в продуцировании современных мелководных карбонатов играют также известковые водоросли, мшанки, моллюски, балянусы, населяющего дно шельфов.

Другая особенность карбонатонакопления, являющаяся следствием преобладания биогенного механизма концентрации карбонатов, заключается в том, что реализация солей кальция, растворённых в речной воде, в минеральные образования происходит не в местах их поступления в морской бассейн, а на участках с благоприятными для жизни организмов условиями. К таким условиям относятся: прозрачная тёплая вода, активная гидродинамическая обстановка и мелководье. Они характерны для экваториальных поясов и областей действия тёплых океанических течений. Для карбонатонакопления необходима температура воды, равная в среднем +18 0 С. Необходимым условием для органогенного осаждения СаСО3 является прозрачность воды.

Относительные изменения уровня моря определяют вертикальную неоднородность разреза, проявляющуюся в его цикличности, обусловленной миграцией фаций во времени, в смене типов пород (слоистость, ритмичность) или в наличии перерывов (плитчатость, стратиграфическое несогласие ). В механизме взаимодействия локальных тектонических движений, скорости седиментации и эвстатических колебаний уровня моря, определяющем общую направленность карбонатонакопления через соотношение факторов концентрации СаСО3 и его рассеивания, ведущую роль играют эвстатические колебания уровня моря, являющейся основной причиной дифференциации разреза. Благодаря регулярности и повсеместному действию в бассейне, они, вызывая смещение фаций и чередование генетических типов отложений в разрезе. В то же время для концентрации больших объёмов карбонатных осадков, в частности для устойчивого рифообразования, необходимы тектонические погружения, соизмеримые со скоростями рифообразования. Взаимодействие указанных факторов во времени определяет разнообразие типов цикличности карбонатов.

5 ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

В нефтенасыщенной части пласта пашимского горизонта керн отобран только в скважине 44 (интервал 1821,2 – 1825,2 м). Отобрано пять проницаемых образцов с пористостью от 9,1 до 15,7% (в среднем 12,7%) и проницаемостью 4,7-1772,77´10-15 м2 , средней 443´10-15 м2 .

Гидродинамические исследования в нефтяной зоне проведены в 12 скважинах. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 23 определениям составило 1330´10-15 м2 , при диапазоне изменения 3,4-7442´10-15 м2 .

В виду незначительного количества определений по керну коэффицент пористости оценивался по НГК. Пористость, оцененная по 46 скважине (76 определений) в среднем составила 9,2% (диапазон изменений по скважинам 5,2 – 12,5%).

Коэффициент нефтенасыщенности оценивался по балансу пористости Кн = Кпэф / Кп. Эффективная пористость рассчитывалась по зависимости Кп эф = 0,952 Кп – 0,0046, полученной для одновозрастных отложений Южно-Лыжского месторождения (которые близки по физико-литологическим свойствам) по результатам бурения скважины 43 на ИБР и прошедшей апробацию в ГКЗ. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по 21 скважинам (76 определений) в среднем составил 0,74 (диапазон изменений 0,59 – 0,83).

В нефтенасыщенной части пласта старооскольского горизонта керн отобран только в скважине 2 (интервал 1678 – 1686 м). Исследовано 6 проницаемых образцов с пористостью от 11,1 до 16,3% (средняя 13,4%) и проницаемостью 1,75–10,98´10-15 м2 (средняя 5,67´10-15 м2 ). Граничная проницаемость для коллекторов принята 1,0´10-15 м2 , как для большинства залежей месторождений Тимано-Печорской провинции, приуроченных к одновозрастным отложениям.

Три скважины (скв. 2, 11, 21) гидродинамически исследованы в нефтяной зоне. Среднее значение проницаемости нефтенасыщенных карбонатов по 5 определениям составило 5,44´10--15 м2 , при диапазоне изменения 1,3 –15,4´10-15 м2 .

Коэффициент пористости оценивался по НГК, так как по керну явно недостаточное количество определений. По ГИС пористость, оцененная по 16 скважинам (61 определение), изменяется от 5,6 до 18%, составляя в среднем 11%.

Коэффициент нефтенасыщенности оценен по способу баланса пористости по зависимости Кпэф = f (Кп), полученной для одновозрастных отложений Пашшорского месторождения. Коэффициент нефтенасыщенности, оцененный по ГИС (8 скважин, 41 определение), варьирует от 0,78 до 0,87, составляя в среднем 0,84, что и принято при оперативном подсчете запасов.

6 СВОЙСТВА И СОСТАВ НЕФТИ, ГАЗА

В процессе разведки Северо-Кожвинского месторождения были отобраны и исследованы устьевые и глубинные пробы нефти и попутного газа, послужившие исходным материалом для определения физико-химических свойств, товарной характеристики нефти и обоснования подсчетных параметров для оценки запасов УВ.

Экспериментальные работы по исследованию отобранных проб проводились в лабораториях КОМЭ ТПО ВНИГРИ.

Нефти залежи пласта афонинского горизонта

Нефти данных отложений охарактеризованы девятью пробами, отобранными из двух скважин.

Нефти в пластовых условиях сильно недонасыщены газом, при пластовом давлении 29 МПа и температуре 57 о С (54,5 – 58 о С) – давление насыщения равно 11.4 МПа.Газовый фактор равен 83.3 нм3/т.Пластовая нефть имеет плотность 0,751г/см3,вязкость 2.41 мПа´с.Содержание растворенного газа 25,4 м3 /т (19,8 – 27,9 м3 /т) по однократному разгазированию (ОР), 19,6 м3 /т (16,8 – 22,4 м3 /т) по дифференциальному разгазированию (ДР). Объемный коэффициент равен 1,219.

Разгазированная нефть характеризуется как легкая, смолистая, парафиновая, слабосернистая, повышенной вязкости 6,22 мПа´с. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 о С – 5,6% мол.; до 200 о С – 33,7% мол. и до 300 о С – 56,9% мол.

Надо отметить, что параметры по результатам дифференциального разгазирования несколько отличаются от параметров, принятых в подсчете запасов. В данной работе при подсчете средних значений параметров в соответствии с инструкциями по подсчету запасов взяты результаты только многоступенчатого разгазирования, без учета двухступенчатого.

Растворенный газ сероводородно-азотнометановый, “высокожирный”. Содержание азота составляет 35,68% мол. и гелия 0,072% мол., углекислого газа – 1,66% мол.

Нефти залежи пласта старооскольского горизонта

Характеристика нефти пласта представлена на основе изучения 5 устьевых и 11 глубинных проб из скважин 2, 5, 11, 21.

Пластовая нефть сильно недонасыщена газом, при пластовом давлении 17,2 МПа (16,5 – 17,7 МПа) – давление насыщения равно 4,4 МПа (1,9 – 5,9 МПа). Пластовая температура изменяется от 50 до 53 о С и в среднем равна 52 о С. Плотность пластовой нефти составляет в среднем 0,812 г/см3 (0,807 – 0,825 г/см3 ), вязкость определена в пределах 2,44 – 2,85 мПа´с (в среднем 2,72 мПа´с). Содержание растворенного газа 24,1 м3 /т (16,2 – 28,6 м3 /т) по ОР, 23,1 м3 /т (20,9 – 24,9 м3 /т) по ДР. Объемный коэффициент 1,08 (1,067 – 1,088) по ОР; 1,071 (1,065 – 1,076) по ДР.

Разгазированная нефть является легкой, с повышенной вязкостью 6,49 мПа´с. Температура застывания нефти равна минус 21 о С. По компонентному составу характеризуется как смолистая, парафиновая, сернистая. Выход фракций (ДР) выкипающих от н.к. до 100 о С – 6,0% мол.; до 200 о С – 32,8% мол. и до 300 о С – 57% мол.

Растворенный газ азотно-углеводородного типа, «жирный». Концентрация гелия (0,03 % мол.) ниже кондиционного значения. Сероводород отсутствует, концентрация углекислого газа – 0,26% мол. Содержание азота составляет 22,19% мол.

7 ЗАПАСЫ НЕФТИ, ГАЗА

По состоянию на 01.01.06 г на Государственном балансе запасов полезных ископаемых числятся запасы по двум залежам, приуроченным к нижнефаменским карбонатным отложениям, - пластам Ф0 и Ф2 .

Запасы по пласту Фо утверждены ЦКЗ Роскомнедра в 1996 г. Начальные геологические запасы нефти составляют 1993 тыс. т, извлекаемые – 777 тыс.т. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 1580 тыс.т, извлекаемые – 364 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 54 млн. м3 , извлекаемые – 21 млн. м3 . На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 42 млн. м3 , извлекаемые – 9 млн. м3 .

По пласту Ф2 на Госбалансе числятся оперативно подсчитанные в 1991 г. запасы по категории С1 в количестве: начальные геологические – 5123 тыс. т., извлекаемые – 1844 тыс. т. На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы составили – 5103 тыс.т, извлекаемые – 1824 тыс.т. Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа составляют 118 млн. м3 , извлекаемые – 43 млн. м3 . На 01.01.06 г. остаточные геологические запасы газа составили – 118 млн. м3 , извлекаемые – 43 млн. м3 .

В целом по месторождению на Государственном балансе числятся начальные геологические /извлекаемые запасы нефти в количестве 7116 / 2621 тыс.т., растворенного газа -/ 64 млн.м3 . Все запасы углеводородного сырья отнесены к категории С1 . Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти, составили 172 млн. м3 , извлекаемые – 64 млн. м3 . Остаточные геологические /извлекаемые запасы нефти по категории С1 по месторождению составляют геологические 6683 / 2188 тыс.т., растворенного газа -/ 64 млн.м3 .

В процессе разбуривания месторождения установлен факт снижения площади нефтеносности пласта Д2 примерно на 12% и уменьшение средней нефтенасыщенной толщины более чем на 30%.

В 2005 г. на месторождении были проведены детализационные сейсморазведочные работы МОГТ 3D. По результатам обработки и интерпретации сейсмогеологических материалов подготовлены структурные основы для картирования залежей. В настоящее время ведутся работы по подсчету запасов месторождения и составлению технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Северо- Кожвинское месторождение открыто в 1977 году, по величине запасов нефти относится к категории мелких, характеризуется трудно извлекаемыми запасами из-за наличия в продуктивном разрезе низкопроницаемых коллекторов. Промышленная нефтеносность месторождения связана с верхнедевонскими карбонатными отложениями афонинского,старооскольского и пашорского горизонтов.

Разработка месторождения начата в 1983 году. Извлекаемые запасы составляют: нефть – 12547тыс.т, газ – 1325 млн.м3. Первоочередным обьектом разработки следует считать залежь в песчаниках старооскольского горизонтакак наиболее крупную по запасам.Эта залежь характеризуеться большой нефтенасыщенной мощностью(до 79.9м.) и высокой концентрацией запасов по площади(36.7тыс.т/га.)Поинтервальным испытанием доказана характерная для коллекторов подобного типа продуктивность отдельных частей разреза,весьма благоприятными для эксплуатации являются вязкостная характеристика нефти в пластовых условиях и гидродинамические параметры пластов.

Разбуривание данной залежи целесообразно начинать от района скважины 46,последовательно удаляясь от свода в периферии с тем,чтобы избежать появления заведомо пустых скважин в процессе промышленного освоения. Подобным образом следует разбуривать и пашийскую залежь – от скважины 44.

Для уточнения геологического строения песчаников,вскрытых скважиной 47 ,рекомендуется пробурить в 1 км. К северу от нее одну разведочную скважину.

Несмотря на то, что продуктивный разрез залежей вскрыт одиночными скважинами, имеющихся данных вполне достаточно для отнесения запасов к категории С1 и составления проектов опятно-промышленной эксплуатации.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Геологическое строение и оценка запасов углеводородов Аресской группы месторождений по состоянию на 01.06.90. Отчет / ПГО "Ухтанефтегазгеология". – Руководители работы Н. Я. Персова, Е. Г. Коваленко. – Ухта, 1990.

2. Уточнение геологического строения и подсчет начальных балансовых запасов нефти и растворенного газа Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского, Нерцовского и Турушевского месторождений: Отчет/Печорнипинефть. – Руководители работы А. В. Поле, А. П. Носов и др. –Ухта, 1991.

3. Составление проекта пробной эксплуатации месторождений Аресской группы (Аресского, Северо-Аресского, Западно-Аресского): Отчет о НИР / Печорнипинефть. - Руководитель работы М. З. Ханипова. – Ухта, 1989.

4. Подсчет запасов нефти и попутного газа Северо-Аресского месторождения (пласт Ф0 задонского горизонта верхнего девона): Отчет / Коми Региональное отделение Академии наук. – Руководитель работы В. Н. Макаревич. – Ухта, 1996.

5. Государственный баланс запасов полезных ископаемых РФ (нефть, газ) за 2005 г. Роснедра. – Москва, 2006 г. – 121 с.

6. Проект разработки Северо-Аресского нефтяного месторождения. Отчет / ООО НТП “Прогресс-5”. – Ухта, 2001.