Ж1 – Печоро-Кожвинский мегавал

Ж1-2 – Мутноматериковый вал

Ж1-5 – Печорогородская ступень

Ж2 – Денисовский прогиб

Ж2-4 – Верхнелайская депрессия

Ж2-6 – Лодминская перемычка

Ж3 – Колвинский мегавал

Ж3-4 – Возейский вал

Ж3-5 – Усинский вал

З1 – Хорейверская впадина

З1-4 – Сандивейское поднятие

З1-5 – Макариха-Салюкинская

антиклинальная зона

З1-6 – Сынянырдская котловина

К2 – Гряда Чернышева

К2-3 – Шарью-Заостремксий блок

К2-4 – Янъюский блок

Л1 – Большесынинская впадина

Л1-1 – Нитчемью-Сынинская ступень

Л1-2 – Вяткинская ступень

По сейсмическим, литологическим и морфологическим особенностям в разрезе Восточно-Возейюской и расположенных в непосредственной близости к ней площадей прослежены отражающие горизонты в нижней перми (I (P₁)), девоне-силуре (III-IV (D₃-S)) и верхнем ордовике (V₃ (О₃st)) (отв. исп. А.И.Канева, 2004г).

Согласно выполненным исследованиям на площади четко выделяются западная и восточная зоны, разделенные Харьягинской системой разломов, наиболее восточный из них по результатам работ В.А.Стениной (1999 г.) был назван Харьягинским.

Отражающий горизонт III-IV(D₃-S)приурочен кграницепредтиманского размыва и контролирует кровлю продуктивных отложений. Структурная карта представляет собой рельефную поверхность с превышением абсолютных отметок от минус 3630 м до минус 3430 м (200 м), погружающуюся в северо-восточном направлении, на общем фоне которой обособляются самостоятельные структуры различной формы и амплитуды (от 10 до 30 м).

 К востоку от Харьягинской системы разломов, в непосредственной близости от нее, обособляются структуры: Восточно-Возейюская-I, Восточно-Возейюская-II, Западно-Лыдумыльская, Верхнеяромусюшорская и Яромусюшорска-II,из которыхвсе являются унаследованными относительно нижезалегающего горизонта, за исключением Западно-Лыдумыльской.

Восточно-Возейюская-I структура характеризуется изометричной серповидной формой. В южной части структура имеет субмеридиональное простирание и северо-восточное - в северной. Структура обособляется по замкнутой изогипсе минус 3590 м, в контуре которой размеры составляют 1,5×3,0 км, амплитуда 30 м.

Структура осложнена системой разломов, один из основных имеет северо-восточного простирания и экранирующее структуру на северо-западе.

Сводовую часть структуры пересекает тектоническое нарушение северо-западного простирания амплитудой 5-20 м, которое на юго-западе осложнено оперяющим сколом амплитудой порядка 10 м. Северную периклиналь и восточное крыло структуры осложняет нарушение того же направления амплитудой 5-15 м. Система этих нарушений разбивает структуру на четыре разновысотных блока А, Б, В, Г.

Наиболее высокое гипсометрическое положение занимает блок В (р-н скв. 701 и 702), в пределах которого свод оконтуривается изогипсой минус 3560 м. Сколом обособляется опущенный блок Б (р-н скв. 702) со сводом, фиксирующимся изогипсой минус 3570 м. Южнее, граничит блок А (р-н скв. 703 и 704), который по плоскости нарушения поднят не более чем на 10 м. Блок Г, неохваченный бурением скважин, имеет пониженное положение, свод которого, оконтуривающийся изогипсой минус 3580 м, примыкает к нарушению в юго-восточной части.

На севере, через малоамплитудную седловину, примыкающую с севера к тектоническому нарушению, расположена Восточно-Возейюская-II структура (блок Д), которая сохраняет свое пликативное строение как и по нижезалегающему горизонту и имеет то же северо-западное простирание. Структура оконтуривается изогипсой минус 3590 м. Размеры и амплитуда ее составляют, соответственно, 0,7×1,5 км и ~ 10 м. По плоскости нарушения структура относительно Восточно-Возейюской-I опущена на 5-10 м.

Нефтеносность

Восточно-Возейюское месторождение расположено в пределах Колвависовского нефтегазоносного района (НГР) Хорейверской нефтегазоносной области (НГО).

В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от ордовика до нижней перми включительно. Основные промышленнные скопления УВ приурочены к силурийским отложениям, залежи по которым выявлены на Рогозинском, Восточно-Рогозинском, Яромусюршорском, Верхневозейском, Западно-Сандивейском, Баганском, Северо-Баганском, Среднемакарихинском и т.д. месторождениях, находящихся на разных стадиях освоения (разведки, эксплуатации и т.д.).

Коллекторы представлены вторичными доломитами, емкостные и фильтрационные свойства которых обусловлены порами, кавернами и трещинами. Покрышкой для залежей служит толща глинисто-карбонатных отложений тиманско-саргаевского возраста, являющаяся региональным флюидоупором для продуктивных отложений ордовикско-нижнедевонского комплекса Хорейверской впадины.

Формирование пластов-коллекторов связано с длительным по времени интенсивным предтиманским размывом, на поверхность которого выходят разновозрастные пачки макарихинской, сандивейской и веякской свит нижнего силура.

В наиболее полном объеме отложения силура вскрыты на Верхневозейском месторождении. Здесь выявлены залежи нефти, приуроченные к ловушкам в отложениях веякской и макарихинской+сандивейской свит и характеризуются как пластовые сводовые, экранированные тектоническими и стратиграфическими экранами, с литологическими ограничениями.

На Восточно-Возейюском месторождении и месторождениях, расположенных в непосредственной близости к нему, на поверхность стратиграфического размыва в разном объеме выходят отложения сандивейской свиты. Максимальный разрез в объеме трех пачек (1, 2, 3 снизу вверх) вскрыт на Восточно-Рогозинском месторождении, где нефтеносными являются верхние пачки. На Восточно-Возейюском месторождении промышленная нефтеносность связана с сохранившимися от размыва 1 и 2 пачками сандивейской свиты.

Для геометризации залежей, с учетом ОГ III-IV(D₃-S) и V₃(O₃sl) (ОАО «Севергеофизика», отв. исп. Канева А.И., 2004) использованы структурные основы, характеризующие поверхность стратиграфического размыва и подошву сандивейских отложений.

По состоянию на 01.06.2006 г. на нижнесилурийские отложения пробурено семь скважин: три поисковые (скв.2-Ср.К, 31, 34) и четыре эксплуатационные (скв.701-704). Нижнесилурийские отложения вскрыты всеми скважинами, из которых в пяти по данным ГИС и результатам опробования в процессе бурения и испытания в эксплуатационной колонне установлены нефтеводонасыщенные коллекторы (скв. 2-Ср.К, 701-704). В двух скважинах (скв. 31, 34) по данным ГИС коллекторов не установлено.

Керн из продуктивной части разреза отобран в скважинах 2-Ср.К, 702 и 704, из которых в скважинах 702 и 704 был проведен полный комплекс петрофизических исследований. Освещенность керновым материалом отложений сандивейской свиты нижнего силура составляет 22,7 %. Из продуктивной части исследованы 257 представительных образцов.

Ниже приводится характеристика залежей.

       Пачка 1

Нефтеводонасыщенные коллекторы пачки 1 вскрыты скважинами 2-Ср.К, 701, 702, 703. В контуре нефтеносности расположена одна скважина - 703. Водонасыщенные коллекторы по данным ГИС и результатам опробования установлены в скважинах 2-Ср.К, 701, 702. Скважины 31, 34 и 704 пробурены в зоне отсутствия проницаемых карбонатов.

Продуктивные отложения пачки 1 залегают в интервале глубин от 3776,6 до 3794,4 м (абс. отметки минус от 3604 до 3620 м), средняя глубина залегания составляет 3786 м. Коллекторами являются доломиты трещинно-порового типа. Покрышкой служат плотные, непроницаемые породы сандивейской свиты толщиной 5-13 м.

Приток нефти получен в скважине 703 при испытании (совместно с пачкой 2) в эксплуатационной колонне. Максимальный дебит нефти составил 544 м³/сут на штуцере диаметром 36 мм. Притоки минерализованной воды получены в скважинах 2-Ср.К и 702.

Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов составляет 5,9 м, которые по результатам ПГИ по контролю за разработкой характеризуются как отдающие нефть Характер насыщения и фильтрационно-емкостные свойства интервалов продуктивной толщи приведены в таблице 1.3, характеристики толщин продуктивных пластов – в таблице 1.4.

Таблица 1.3 Физическая характеристика продуктивных пластов

Таблица 1.4. Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов

Залежь пачки 1 имеет локальное распространение и приурочена к блоку А. В продуктивной части пачки прослеживается три проницаемых прослоя, толщина которых изменяется от 1,1 до 2,4 м (скв.703). Коэффициент песчанистости составляет 0,33, расчлененности – 3. Статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов приведены в таблице 1.3.

Залежь на севере экранирована тектоническим нарушением амплитудой 5-10 м, на западе и юго-западе – линией замещения проницаемых карбонатов на плотные породы, которая на юго-западе проведена на половине расстояния между скважинами 703 и 704, на западе - по линии тектонического нарушения, экранирующего структуру.

Свод залежи оконтуривается по замкнутой изогипсе минус 3610 м. Скважина 703 пробурена в сводовой части залежи. 

ВНК (уровень подсчета) по залежи принят по данным ГИС на абсолютной отметке минус 3620 м по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 703, подтвержденного результатами испытания в эксплуатационной колонне (графическое приложение 3,).

Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,1 м. Залежь пачки 1 классифицируется как пластовая сводовая, литологически ограниченная и тектонически экранированная. Высота залежи составляет 16 м, размеры – 0,4-0,6´0,83 км. Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов пачки 1 и геологических разрезах (графическое приложение 4-6).

Пластовая нефть является легкой, маловязкой. Подробная физико-химическая характеристика пробы нефти, отобранной в скважине 703, представлена в подразделе 1.2.

Отбор керна из пачки 1 производился в скважинах 2-Ср.К, 702 и 704, освещенность керновым материалом составляет 25,4 %. Значение пористости и нефтенасыщенности, оцененное по данным ГИС, составляет соответственно 7,1 % (диапазон изменений 6,5-8,3 %) и 66,2 % (диапазон изменений 61,0-71,0 %). Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности приведена в таблице 1.4.

Начальное пластовое давление, приведенное к ВНК, составило 39,5 МПа. Текущие замеры пластовых давлений по залежи не проводились.

Пачка 2

Продуктивные отложения пачки 2 вскрыты скважинами 2-Ср.К, 701-704. Скважины 31 и 34 пробурены в зоне отсутствия проницаемых карбонатов пачки 2.

Залегают нефтенасыщенные коллекторы в интервале глубин от 3655,9 до 3846,4 м (абс. отметки минус от 3559 до 3599 м). Средняя глубина залегания – 3730 м. Коллекторами являются доломиты трещинно-каверно-порового и каверно-порового типов. Покрышкой служат плотные, непроницаемые породы сандивейской свиты толщиной 5-13 м.

Залежь нефти приурочена к сводовой части структуры, имеет серповидную форму и северо-восточное простирание. На северо-западе залежь экранирована тектоническим нарушением. Сводовая часть залежи осложнена тектоническими нарушениями северо-западного простирания, которыми разбиты на блоки А, Б, В, Г, Д. Данными бурения скважин освещены блоки А, Б, В.

Блок В (р-н скв. 701 и 702) занимает наиболее гипсометрически высокое положение. Сводовая часть залежи данного блока оконтуривается изогипсой минус 3560 м, в пределах которого пробурена скважина 702, вскрывшая чисто нефтяную зону залежи. Скважина 701 пробурена на севере блока и вскрыла нефтеводонасыщенные коллекторы.

 Участок залежи в пределах блока Г, расположенного к северо-востоку от блока В, бурением не освещен. По плоскости нарушения залежь опущена на 8-15 м. По замкнутой изогипсе минус 3590 м на севере и юге блока обособляются два приразломных купола.

Северо-западнее блока В по нарушению примыкает участок залежи, также неосвещенный бурением (блок Д). По данным сейсморазведки амплитуда нарушения незначительна (5-10 м). 

К юго-западу от блока В примыкают блоки А и Б, обособленные тектоническим нарушением (амплитуда 5-8 м). Граница с блоком Б проходит по нарушению амплитудой не более 8-10 м, южнее, с блоком А – амплитудой от первых метров до 20 м.

Системой данных нарушений в купольной части структуры между блоками А и В сформирован опущенный блок Б, в пределах которого скважиной 2-Ср.К вскрыты нефтенасыщенные коллекторы залежи.

В пределах блока А пробурены скважины 703 и 704, из которых скважина 703 пробурена в содовой части, скважина 704 - в водонефтяной зоне залежи.

Граница замещения проницаемых карбонатов плотными породами условно проведена на половине расстояния между скважинами 701-704 и 31 на западе и между скважинами 701 и 34 - на севере.

Притоки нефти получены в эксплуатационной колонне в скважинах 2-Ср.К, 701-704. Дебиты нефти по скважинам составляют от 21,2 м³/сут на штуцере диаметром 3 мм (скв.2-Ср.К) до 544 м³/сут на штуцере диаметром 36 мм (скв.703, совместно с пачкой 1).

Подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 703, подтвержденного результатами испытания в эксплуатационной колонне, отбивается на абсолютной отметке минус 3598,8 м, кровля водонасыщенного коллектора в скважине 701, выделенного по данным ГИС, - на абсолютной отметке минус 3598,2 м. ВНК по залежи принят на абсолютной отметке минус 3599 м как среднеарифметическая величина между подошвой нефтенасыщенного коллектора в скважине 703 и кровлей водонасыщенного коллектора в скважине 701.

Толщина эффективных нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 10,6 м (скв.704) до 26,9 м (скв.703).Средневзвешенная по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 9,2 м. В продуктивной части пачки прослеживается от четырех до шести проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,7 до 5,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,62, расчлененности – 4,8. Характер насыщения и фильтрационно-емкостные свойства интервалов продуктивной толщи приведены в таблице 1.1, характеристики толщин продуктивных пластов – в таблице 1.2, статистические показатели характеристик неоднородности продуктивных пластов приведены в таблице 1.3.

Залежь пачки 2 классифицируется как пластовая сводовая, стратиграфически и тектонически экранированная. Высота залежи составляет 40 м, размеры – 1,1-1,7×3,8 км.

Строение залежи приведено на структурной карте кровли проницаемых карбонатов пачки 2 и геологических разрезах продуктивных нижнесилурийских отложений (графические приложения 4, 5 и 7). 

Нефти залежи исследованы по результатам двух устьевых и трех глубинных проб, отобранных в скважинах 2-Ср.К, 702 и 703. Пластовая нефть является легкой, маловязкой. Подробная физико-химическая характеристика пробы нефти представлена в подразделе 1.2.

Керн отбирался в скважинах 2-Ср.К, 702 и 704, освещенность пачки 2 керновым материалом составляет 34,6 %. Пористость по керну (99 определений) с учетом пластовых условий изменяется от 6 до 16,4 % (среднее значение – 11,1 %), проницаемость (99 определений) – от 1,04 до 460,3 мД (среднее значение 45,8 мД). Значение пористости и нефтенасыщенности, оцененное по данным ГИС, составляет соответственно 10,5 % (диапазон изменений 7,6-15,3 %) и 82,1 % (диапазон изменений 66,0-98,0 %). Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности приведена в таблице 1.5.

Начальное пластовое давление, приведенное к ВНК, составило 39,3 МПа. Текущее пластовое давление, замеренное в апреле 2005 г (скважина 704), составило 29,4 МПа, что на 25 % ниже начального.