Нефтегазоносность. 
Проектирование поискового бурения на Изъяшорской структуре

По нефтегазогеологическому районированию Изъяшорская структура относится к Верхнелыжско-Лемьюскому нефтегазоносному району Ижма-Печорской нефтегазоносной области (приложение 2), промышленная нефтеносность которого установлена в двух нефтегазоносных комплексах: доманиково-фаменском карбонатном и верхнепермском терригенном. В первом из них залежи нефти установлены в отложениях нижнефаменскогоподъяруса верхнего девона (пласты Ф0, Ф2-Ф4). В верхнепермском терригенном НГК залежи нефти приурочены к невыдержанным по площади линзовидным песчаным пластам-коллекторам в отложениях уфимского и казанского ярусов верхней перми. Нефтепроявления различного характера и непромышленные притоки нефти отмечались в терригенных коллекторах среднедевонско-нижнефранского НГК и нижнепермских карбонатах.

Наименее изученным бурением является верхнеордовикско-силурийский НГК. Карбонатные пласты-коллекторы приурочены к отложениям нижнего силура (джагальский, филиппъельский горизонты). В направлении с востока и северо-востока на запад и юго-запад увеличивается глубина размыва силурийских отложений. В скважинах № 11-Ронаельская и № 1-Чикшинская под размыв выходят отложения верхнего силура, а в расположенной западнее рассматриваемого участка скважине № 43-Залебская — карбонатные отложения седъельского горизонта нижнего силура. Еще более глубокий размыв установлен в пределах Лемьюской ступени (скважины №№ 8-Лузаельская, 45-Дозмерская и 46-Каджеромская), где под предсреднедевонский размыв выходят отложения нижележащего филиппъельского горизонта. Во всех вышеперечисленных скважинах нижнесилурийские карбонаты, опробованные ИП в процессе бурения, оказались обводненными. Дебиты пластовой воды составили от 93 до 2880 м3/сутки. В скважине № 11-Ронаельская в пределах исследованной площади при опробовании ИП в процессе бурения ордовикских отложений в интервале 3443−3606 метров притока не получено. Из отложений филиппъельского горизонта нижнего силура (интервал 3094−3168 метров) получена минеральная вода в объеме 6,41 м³ за два цикла стояния на притоке (5+10 минут). Из вышележащих отложений седъельского горизонта в интервале 2990−3026 метров притока не получено.

В целом на территории Верхнелыжско-Лемьюского НГР признаков нефтеносности в силурийских отложениях не установлено, что, по-видимому, обусловлено отсутствием надежного флюидоупора в сочетании с незначительными амплитудами локальных поднятий. На рассматриваемом участке силурийские отложения перекрываются среднедевонскими терригенными осадками, образуя с ними гидродинамически единый резервуар.

Среднедевонско-нижнефранскийтерригенный НГК сложен отложениями среднего девона, яранского, джьерского и тиманского горизонтов франского яруса верхнего девона. Суммарная толщина его составляет около 400−450 метров. Комплекс перекрывается региональным тиманскимфлюидоупором. Наиболее высокоемкими коллекторами являются песчаники среднего девона и яранского горизонта, слагающие единый природный резервуар. В джьерском и низах тиманского горизонтов возрастает доля глинистых пород, что позволяет рассматривать эту часть разреза как «рассеивающую» толщу. Наличие этой толщи, превышающей амплитуду локальных структур, резко снижает перспективы нефтеносности данного НГК.

Перспективы нефтеносности песчаных пластов — коллекторов среднего девона, как самостоятельного поискового объекта, являются весьма проблематичными, так как они перекрываются яранскими песчаниками и не содержат надежных флюидоупоров. При опробовании ИП в процессе бурения старооскольских песчаников в скважине № 11-Ронаельская в интервале 2730−2735 м был получен приток минеральной воды в объеме 11,4 м³ за 10 минут. Вышележащие нижнефранские отложения по результатам опробования скважины № 11-Ронаельская также являются обводненными. В интервале 2454−2574 метра, охватывающем отложения яранского, джьерского и тиманско-саргаевского горизонтов, при опробовании ИП в процессе бурения получена минеральная вода с запахом сероводорода в объеме 17,1 м³ за 70 минут стояния на притоке.

Перспективы выявления небольших залежей нефти связываются, в основном, с песчаными коллекторами джьерского и низов тиманского горизонтов, характеризующихся резкой невыдержанностью литологического состава и мозаичным распространением. Залежь нефти в песчаниках тиманского горизонта установлена на Лузском месторождении. В скважине № 201-Луза при опробовании в колонне получен приток нефти дебитом 3 м3/сутки, а в скважине № 210 при совместном опробовании получен приток минеральной воды с нефтью, дебит нефти составил 1,2 м3/сутки. Залежь пластовая, сводовая. При амплитуде структуры около 50 метров этаж нефтеносности составляет около восьми метров. Уровень ВНК принят на отметке минус 2036 м.

Основные перспективы нефтеносности в Верхнелыжско-Лемьюском НГР связываются с доманиково-фаменскимкарбонатным НГК. Залежи нефти приурочены чаще всего к карбонатному пласту-коллектору Ф0, реже — к пластам Ф2-Ф4нижнефаменскогоподъяруса. Сверху комплекс ограничен флюидоупором — глинистой пачкой в основании визейского яруса. Роль покрышек выполняют также межпластовые карбонатно-глинистые пачки, перекрывающие пласты Ф2-Ф4. Основным флюидоупором для залежей нефти в пласте Ф0 является глинистая пачка в кровле задонского горизонта.

В скважине № 11-Ронаельская, расположенной в благоприятных структурных условиях в пределах Ронаельскойрифогенной банки непродуктивность пласта Ф0 в ряде опоискованных структур обусловлена неблагоприятным соотношением амплитуды структур и распределением в разрезе коллекторов, флюидоупоров и «рассеивающих» толщ.

Верхняя часть задонского горизонта, ранее индексируемая как пласт Фel в зависимости от коллекторских свойств может быть или «рассеивающей» толщей, или сравнительно слабо проницаемым коллектором.

Пласт Ф1 по ГИС и результатам опробования обладает низкими коллекторскими свойствами.

Пласт Ф5среднефаменскогоподъяруса распространен на всей территории Ронаельской ступени. По результатам опробования ИП он является водонасыщенным.

Таким образом, результаты опробования пластов Ф2-Ф5 подтверждают наличие коллекторов. Однако их непродуктивность, видимо, обусловлена отсутствием надежных покрышек.

Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК относительно выдержан по площади, суммарная толщина его составляет около 440−470 метров. Комплекс перекрыт карбонатно-глинистым кунгурским флюидоупором. Возможно также наличие зональных экранов в подошве серпуховского и московского ярусов. Залежей углеводородов в данном комплексе в пределах Верхнелыжско-Лемьюского НГР пока не обнаружено, хотя были отмечены признаки нефтеносности в ряде скважин. Наиболее вероятный стратиграфический уровень возможногонефтенасыщения — кровля карбонатов нижней перми.

Нефтепроявления по керновому материалу в ассельских и сакмарских отложениях отмечены на всех близлежащих площадях (Ронаельская, Чикшинская, Каджеромская). В скважине № 11-Ронаельская в интервале 1210−1226 метров были подняты известняки с запахом бензина. При опробовании ИП интервале 1205−1226 метров получена минеральная вода в объеме 1 м³ за 130 минут.

В скважине № 115-Изъяшорская из интервала 1286,2−1291 м в керне поднят известняк нефтенасыщенный. При опробовании ИП интервале 1270−1293 м получено 0,25 м³ минеральной воды за 90 минут. Опробование нижнепермских карбонатов производилось и в скважине № 116-Изъяшорская. Из интервала 1256−1273 м за 28 минутполучено 0,6 м³ минерализованной воды. Данные опробования свидетельствуют о низких коллекторских свойствах кровли карбонатов нижней перми.

В скважинах, расположенных в пределах рассматриваемой структуры, пласты полимиктовых песчаников встречаются по всему разрезу уфимского яруса в виде маломощных прослоев от 0,1 метра до 10 метров толщиной. В средней части яруса отмечаются прослои песчаников толщиной до 17−30 метров. В казанских отложениях песчаники встречаются только в виде редких маломощных прослоев. Открытая пористость их по керну достигает 21,6%. По данным акустического каротажа пористость составляет от 14 до 30% с преобладающими значениями 18−24%. По данным ГИС все выделенные пласты песчаников водонасыщены. Опробование их не проводилось. По результатам проведенных исследований скважин №№ 114 и 116-Изъяшорские расположены в благоприятных структурных условиях, лишь скважина № 115 по ОГ Ikz расположена на 20 метров ниже свода Изъяшорской структуры. По-видимому, на отсутствие залежей в пробуренных скважинах влияет не только структурный фактор, но и условия нефтеобразования и нефтенакопления. По данным химико-битуминологического анализа, выполненного в ТП НИЦ, отмечается очень низкое содержание органического вещества в породах, что свидетельствует о низком генерационном потенциале УВ во вскрытых отложениях. Следовательно, нефти в возможных верхнепермских залежах могли мигрировать из прилегающих областей Верхнепечорской впадины.