Геологическая характеристика Ярегского нефтяного месторождения

Геологическая характеристика Ярегского нефтяного месторождения.

Статьи по теме
Искать по теме

Ярегское месторождение нефти, открытое в 1932 году, разрабатывается в настоящее время тремя нефтешахтами.

Нефтяные шахты на Яреге, пока что единственные в стране, и вообще промышленная разработка нефтяных залежей путём строительства горных выработок непосредственно в нефтяном пласте – редкое явление в мировой практике эксплуатации нефтяных месторождений.

Опыт ведения работ в условиях подземного нефтяного промысла является большим и неоценимым вкладом в науку и практику разработки месторождений тяжёлых, высоковязких нефтей.

Подробно освещены вопросы стратиграфии и литологии осадочного чехла, продуктивного пласта (песчаников старооскольского горизонта), нефтегазоносности, тектоники, гидрогеологических условий разработки, рассматриваются все ранее использованные системы разработки и применяемые в настоящее время.

1. Краткая характеристика Ярегского месторождения нефти

Территориально Ярегское месторождение высоковязкой нефти расположено в центральной части Республики Коми в 18 км к юго-западу от г. Ухты по железной дороге Воркута-Котлас рисунок 1 и 1.1.

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Южного Тимана, в междуречье Ижмы – левого притока Печоры и Ухты. Находясь на границе зон средней и северной тайги, местность представляет собой залесенное и в значительной степени заболоченное (более 15%) плоско-волнистое плато, изрезанное долинами мелких речек и ручьев. Абсолютные отметки водоразделов колеблются в пределах 140-160 м. Несудоходная р. Ухта протекает в 12 км к северу от центра месторождения. Среднегодовой расход ее в г. Ухте 45,8 м3/с, а минимальный (в январе) – 6,7м:7с. В пределах месторождения протекают мелкие притоки рек Ухты и Ижмы, берущие начало из болот.

Климат района умеренно-холодный со слабовыраженным континентальным характером. Особенностью его является избыточная влажность, резкие сезонные и суточные колебания температуры и атмосферного давления. По данным Ухтинской метеостанции среднегодовая температура воздуха минус 0,7°С, наиболее холодного месяца минус 17,6°С, а самого тёплого 16°С. Абсолютный максимум 37,7°С, а абсолютный минимум минус 56°С.

Вечной мерзлоты нет. Глубина максимального сезонного промерзания грунтов под оголённой от снега поверхностью 2,1-2,5 м. Реки замерзают в середине ноября и вскрываются в начале мая.

В пределах месторождения в 3-4 км друг от друга находятся три посёлка нефтешахт: пос. Ярега (нефтешахта 1), пос. Первомайский (нефтешахта 2), пос. Нижний Доманик (нефтешахта 3) и посёлок железнодорожной станции Ярега. Посёлки между собой и с г. Ухтой (23 км) связаны автомобильной дорогой круглогодичного действия. Месторождение расположено в своде Ухтинской брахиантиклинальной складки амплитудой до 800 м, осложняющей Ухта – Ижемский вал, выделяемый в южной части северо-восточного склона Тиманской гряды

Геологическая характеристика Ярегского нефтяного месторождения

Рисунок 1. Карта территории Ярегского нефтяного месторождения

Геологическая характеристика Ярегского нефтяного месторождения

Рисунок 1.1. Ярегское нефтяное месторождение

Нефтяная залежь пластового сводового типа шириной 4-6 км и высотой до 87 м находится в песчаниках среднего и верхнего девона, слагающих единый продуктивный пласт III. Он лежит в основании преимущественно глинистого девонского разреза непосредственно на неровной поверхности рифейского фундамента на глубине 130-300 м. При средней толщине 70 м пласт выклинивается на западе на выступах фундамента и обрезается здесь сколами крупного тектонического нарушения, а во впадине фундамента, занимающей большую часть месторождения, достигает максимальной толщины до 106 м.

Достоверные сведения о нефтепроявлениях на реке Яреге появились ещё в XVI веке.

Первая скважина, установившая здесь наличие песчаников, пропитанных нефтью, была пробурена в 1908 г. Ю.А. Вороновым, но добыча нефти из неё не была налажена ввиду отсутствия денежных средств и технических возможностей.

И лишь в 1932 г. была доказана промышленная нефтеносность III пласта среднедевонского возраста.

С этого момента в истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;

- термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935-1945 г.г. на двух участках пробурили 73 скважины. Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т. Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил 0,0197 от запасов.

Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.

Достоверные сведения о нефтепроявлениях на реке Яреге появились ещё в XVI веке.

Первая скважина, установившая здесь наличие песчаников, пропитанных нефтью, была пробурена в 1908 г. Ю.А. Вороновым, но добыча нефти из неё не была налажена ввиду отсутствия денежных средств и технических возможностей.

И лишь в 1932 г. была доказана промышленная нефтеносность III пласта среднедевонского возраста.

С этого момента в истории разработки месторождения выделяются три основных периода:

- опытная разработка скважинами, пробуренными с поверхности земли;

- шахтная дренажная разработка за счёт естественной энергии пласта;

- термошахтная дренажная разработка с искусственным тепловым воздействием на пласт.

Первоначально была попытка эксплуатировать месторождение скважинами с поверхности: в период 1935-1945 г.г. на двух участках пробурили 73 скважины. Все скважины эксплуатировались с помощью глубинных насосов. Однако приток нефти к их забоям был незначительным. Извлечение нефти в среднем по обоим участкам составило 836 т. Коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составил 0,0197 от запасов.

Анализ опыта первого периода разработки показал, что обычным способом добычи нефти скважинами с поверхности в горно-геологических условиях Ярегского месторождения невозможно добиться эффективных технико-экономических показателей. Поиски более рациональных путей добычи нефти привели к выводу о возможности и необходимости разработки этого месторождения шахтным способом.

На первом этапе (с 1939 по 1954 г.г.) шахтная разработка осуществлялась по ухтинской системе. Сущность её заключалась в следующем. В 10-30 м от кровли нефтяного пласта проводились полевые штреки с расположенными в них на определённом расстоянии друг от друга буровыми камерами. Из камер бурились кусты скважин с расстоянием между забоями от 12 до 25 м. Первоначально подземные скважины эксплуатировались фонтанным способом, а затем путём закачки сжатого воздуха (эрлифтом). За 15 лет разработки по ухтинской системе было добыто на трёх нефтешахтах 2953.7 тыс.т нефти. Добыча нефти с Ютыс. м" площади достигла 2483,6 т, что в три раза больше по сравнению с разработкой скважинами с поверхности. Нефтеизвлечение на разработанной площади составило 6,2%.

В 1954 г. на нефтешахтах была внедрена более прогрессивная система разработки – уклонно-скважинная, при которой процессы бурения и добычи нефти были перенесены непосредственно в нефтяной пласт. На основном горизонте (10-30 м от кровли пласта) проводились парные этажные штреки (откаточный и вентиляционный) и сбойки между ними. Шахтное поле разбивалось на блоки-участки площадью 8^14 х 104 м2, имеющими в плане шестигранную форму. Из штреков через 300-400 м в центр блока в нефтяной пласт проводились две параллельные выработки (уклон и ходок). В пласте – в кровле или подошве – закладывалась дренажная камера (галерея), из которой разбуривался весь блок кустом веерообразно расходящихся скважин в 2 – 4 яруса в зависимости от толщины пласта. Количество скважин в галерее – 150 – 300 штук длиной 300 м. Всего по уклонно-скважинной системе с 1954 по 1972 г.г. было добыто 4273,2 тыс.т нефти. Извлечение нефти практически осталось таким же, как при ухтинской системе – 5,88%.

В целом за 33 года эксплуатации Ярегского месторождения на естественном режиме истощения шахтным способом было добыто 7448тыс.т нефти. Нефтеотдача на разработанных площадях трёх шахтных полей составила 3,5%, а в целом по месторождению не превысила 2,2%.

В результате скважинной разработки с высокой плотностью сетки бурения энергетические ресурсы залежи были истощены. Добыча нефти неуклонно снижалась, а себестоимость росла.

Были опробованы такие методы интенсификации, как законтурное заводнение, закачка горячей воды, репрессия сжатым воздухом, гидроразрыв пласта и др. Тем не менее положительных результатов они не дали из-за горногеологических особенностей залежи.

Первые опытные работы по закачке пара в пласт были начаты в 1968 г. на нефтешахтах 1 и 3. В этих экспериментах для закачки пара и отбора нефти использовались скважины, пробуренные с туффитового горизонта (по ухтинской системе). В процессе работ было доказано, что применение теплового воздействия на пласт позволяет в несколько раз повысить нефтеотдачу. Это послужило основанием для дальнейшего расширения масштабов применения теплового воздействия.

Данная технология была признана изобретением как в отечественной, так и зарубежной практике, на которое выдано авторское свидетельство.

С 1972 г. шахтная разработка месторождения с применением паротеплового воздействия стала вестись в промышленных масштабах.

С 1972 г. начал осуществляться перевод всех площадей на разработку по двухгоризонтной системе путём разбури вания пласта полого восходящими скважинами из уклона.

За это время были разработаны и реализованы технологии термошахтной разработки в виде нескольких систем отработки добычных блоков: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухярусной, панельной. Создана научная основа комплексной автоматизации технологических процессов нефтешахт.

В настоящее время ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" проводит большую работу по совершенствованию термошахтной добычи нефти, предусматривающую:

- повышение нефтеотдачи и темпов отбора нефти из пласта;

- повышение тепловой эффективности процесса, т.е. минимальный расход тепла на 1 т добываемой нефти;

- снижение затрат на подготовку и содержание площадей, разрабатываемых термошахтным способом, т.е. сокращение объёмов работ по проходке горных выработок и бурению подземных скважин;

- обеспечение безопасных и комфортных условий труда в подземных выработках.

На нефтешахте № 2 проходят опытно-промышленные испытания перспективной подземно-поверхностной системы разработки, при которой закачка пара производится через нагнетательные скважины с поверхности, а отбор жидкости – через подземные эксплуатационные скважины, разбуренные из панели в подошве пласта. Данные работы в перспективе позволят отказаться от затрат на строительство и поддержание дорогостоящего комплекса горных выработок и коммуникаций на туффитовом горизонте. Эффективность данной системы должна быть выявлена при дальнейшем проведении опытно промышленных работ.

2. Геология и гидрогеология Ярегского месторождения

Стратиграфия и литология

В геологическом строении района принимают участие отложения рифейского, девонского и четвертичного возрастов.

Протерозойская группа. Верхний протерозой.

Рифей и венд.

Породы фундамента вскрыты многочисленными скважинами и горными выработками на глубину от первых метров до 200-300 м рисунок 2. По имеющимся данным в кровле глубоко эродированного фундамента развиты преимущественно различные тонкослоистые (полосчатые, ленточные), в той или иной мере графитизированные, зеленовато- и темно-серые (до чёрных) слюдисто-хлорито-кварцевые сланцы с подчинёнными прослоями кварцитов и кварцито-песчаников. По степени метаморфизма породы принадлежат биотит- хлоритовой субфакции зеленых сланцев.

Непосредственно под девонскими отложениями сланцы местами выветрелые на глубину от 0.3 до 4 м и более. Эти разрушенные в дресву или до глин, но местами сохранившие сланцеватую структуру, обычно почти белые, а местами красно-бурые породы имеют каолинит-гидрослюдистый состав с участием аутигенного сидерита. В красно-бурых разностях присутствует гематит и лимонит за счёт окисленного пирита. Кора выветривания чаще отмечается в депрессиях фундамента.

Охарактеризованные метаморфические породы относятся к кислоручейской свите унифицированной стратиграфической схемы докембрия Тимана (1982 г.), слагающей верхнюю часть разреза верхнего протерозоя, общая толщина которого в пределах района составляет, по некоторым оценкам, около км, в восточной структурно-формационной зоне Тимана не изучены.

Палеозойская группа. Девонская система.

На размытой поверхности фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают девонские отложения, представленные средним и верхним отделами.

Средний отдел. Живетский ярус.

В составе среднего девона, слагающего основную часть разреза пласта III, выделяются отложения живетского яруса. Последний представлен отложениями афонинского и старооскольского горизонтов.

Афонинский горизонт выделяется в объёме нижней пачки пласта III, состоящей из двух частей: нижней, сложенной лейкоксен-кварцевыми песчаниками и верхней сложенной алевролитами. В отдельных, небольших по площади, депрессиях кровли фундамента в основании разреза осадочного чехла вскрываются и более древние (возможно, эйфельские) глинистые отложения толщиной 0.5-1.5 м, редко до 5 м. Они отличаются повышенной плотностью, обилием углистого детрита, интенсивной сидеритизацией.

Разрез афонинского горизонта обычно начинается с грубокрупнозернистых песчаников, включающих линзы конгломерата со слабо окатанными обломками кварца и метаморфических сланцев. Лишь местами, в основании горизонта, прослеживаются тонкозернистые глинистые песчаники с частыми прослоями аргиллитов или аргиллиты, что наблюдается на Лыаельской площади. Вверх по разрезу гранулометрический состав песчаников изменяется от грубозернистых конгломератовидных до тонкозернистых, улучшается их сортировка, слоистость становится более тонкой и чёткой. Наиболее грубозернистые разности развиты в северной части Ярегского месторождения. Южнее, в том числе и на всей Лыаельской площади, в разрезе преобладают тонко-мелкозернистые песчаники с прослоями глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина песчаников на площади месторождения изменяется от 0 до 35 м и составляет в среднем 20 м. На Лыаельской площади суммарная толщина проницаемых песчаников изменяется от 2 м до 57,9 м и в среднем не превышает 8 м.

Алевролиты представляют довольно сложно построенную фациально изменчивую толщу. Сложена она обычно серыми, плотными, горизонтальнослоистыми и узловатыми алевролитами (до 36% разреза), которые часто сменяются глинистыми алевритистыми и тонкозернистыми песчаниками (до 25%). Алевролиты и песчаникповсеместно расслоены линзовидными прослоями тонкозернистых аргиллитов (до 25%) толщиной до 2-3 м.

Алевролиты согласно (с постепенным переходом) залегают на проницаемых песчаниках. Толщина их в пределах Лыаельской площади изменяется от 0 до 16 м и составляет в среднем около 10 м.

Общая толщина афонинского горизонта на Ярегском месторождении до 45 м, на Лыаельской площади – от 0 до 38 м. Отложения выклиниваются в западном направлении.

В восточном направлении мощность горизонта достигает 130 м (скв. 11- Седью) и притерпевает литологическое замещение на мелкокристаллические известняки, с прослоями мергеля, редко песчаника и аргиллита.

Старооскольский горизонт выделяется в объёме средней пачки пласта III. Эта наибольшая по толщине часть разреза пласта III сложена довольно однородными преимущественно мелко- и тонкозернистыми кварцевыми (изредка, в верхней части разреза, лейкоксен-кварцевыми), хорошо отсортированными косослоистыми песчаниками с подчинёнными прослоями разнозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Контакт старооскольских песчаников с подстилающими отложениями резкий, но без отчётливых следов размыва.

Отличительными особенностями почти чисто кварцевых старооскольских песчаников являются: их сравнительно однородный гранулометрический состав, слабая глинистость, отсутствие сидерита и слабая цементация, Лишь на юге Ярегской площади в самых верхах разреза выделяются линзовидные прослои плохо отсортированных разнозернистых песчаников толщиной от 1 до 13 м.

Песчаники старооскольского горизонта обладают хорошо выраженной косой слоистостью (косые серии под углом от 15-20° до 35°), развитой, главным образом, в средней и верхней частях разреза. В линзах разреза преобладают горизонтально-слоистые песчаники.

Аргиллиты, алевролиты, алевритистые и глинистые песчаники слагают не более 10% объёма. Распределены они в разрезе неравномерно. Однако в южной части района они концентрируются в средней части разреза, образуя слабопроницаемый раздел, расчленяющий всю пачку песчаников на две части. Из них нижняя, обычно водоносная, сложена тонкозернистыми горизонтальнослоистыми песчаниками. Большая по толщине, верхняя, сложена косослоистыми мелко- и среднезернистыми песчаниками.

Распространение старооскольских отложений, как и отложений среднего девона, в пределах района контролируется структурой рифей-вендского (байкальского) фундамента. Толщины среднего девона увеличиваются в депрессиях и сокращаются над выступами фундамента.

Толщина старооскольских отложений на Ярегском месторождении в среднем около 35 м (от 0 до 65 м). На Лыаельской площади максимальная толщина горизонта 38 м. Отложения выклиниваются в западной части площади.

На востоке и северо-востоке горизонт представлен разнозернистыми песчаниками с включениями гальки кварца и метаморфических сланцев, туфогенного материала. Мощность горизонта 20 м.

Верхний отдел. Франский ярус.

Нижнефранский подъярус.

Верхний отдел девонской системы представлен отложениями нижнефранского подъяруса в составе пашийского, кыновского и саргаевского горизонтов.

Отложения пашийского горизонта расчленяются обычно на три пачки или толщи. Первая из них включает залегающие в основании разреза верхнего девона песчаники верхней пачки пласта III и перекрывающие пласт аргиллиты; вторая представлена туфодиабазовой толщей (туффоидные слои) и третья, венчающая разрез горизонта, – песчано-глинистыми отложениями, заключающими пласты Б и II.

Верхняя пачка пласта III залегает несогласно, с размывом на песчаниках старооскольского и афонинского горизонтов живетского яруса, а на крайнем северо-западе месторождения – на породах фундамента. Она характеризуется малой (в среднем до 3,5 м) и невыдержанной (от 0 до 14 м) толщиной, а также, почти повсеместно, грубозернистостью и слабой сортировкой песчаников, сидеритизацией и повышенной глинистостью.

Характерной особенностью песчаников является присутствие в них мелкой дресвы (до 25% объёма), обломков и галек метаморфических сланцев, кварца (8-90%), кварцитов (2-44%), плохо окатанных обломков алевролитов и аргиллитов (1-6%>), тонко- и мелкозернистых песчаников (до 8%) и других местных пород. Слоистость песчаников выражена слабо. Грубозернистые разности часто вообще не слоистые. Резкие на коротких расстояниях (до 20-30 м) изменения состава пород свидетельствуют о линзовидном строении верхней пачки.

Аргиллиты, непосредственно перекрывающие песчаники пласта III, представляют собой глинистые отложения с прослоями и линзами песчаников и конгломерато-брекчий. В зонах тектонических нарушений они перемяты или раздроблены, а на контактах с перекрывающими диабазами – обожжены и слабо ороговикованы.

Песчаники в прослоях толщиной до 0,5 м тонко- и мелкозернистые, обычно глинистые. Наиболее своеобразными образованиями в аргиллитах являются линзы конгломерато-брекчий, прослеживающиеся в западной части месторождения. Толщина их от 0,5-3,0 м до 8 м, размеры до 140x500 м. Сложены они обломками метаморфических сланцев и кварцитов до 1,5-5 см в диаметре в основной массе из песчаника и дресвы сланцев. Предполагается, что это отложения конусов выноса временных потоков.

Толщина аргиллитов изменяется от 0 до 20-32 м, составляя в среднем около 10 м. Зоны увеличенных толщин располагаются на западе, севере

и востоке; зоны сокращённых толщин – в центре и на юге Ярегского месторождения. На Лыаельской площади толщина их от 6 до 12 м.

Туфодиабазовая толща (туффоидные слои) верхнего девона, достаточно полно представленная в Ухтинском районе залегает на охарактеризованных выше аргиллитах, а в местах их отсутствия на песчаниках пласта III. Сложена она различными туффитами с прослоями туфобрекчий, туфопесчаников и туфогенных глин. Среди туффитов залегают пластовые тела диабазов и базальтов, реже встречаются диабазовые дайки. Местами толща полностью представлена изверженными породами.

Неизменённые туффиты обычно средней крепости и плотности. Породы имеют пёструю зеленовато-серую, местами бурую окраску и включают вулканические бомбы различных размеров и форм.

Диабазы и базальты прослеживаются, в основном, в виде крупных и среднего размера пластовых тел с апофизами средней толщиной 10-12 м при колебаниях от 0,5 до 30-60 м. На их долю приходится около 25% усреднённого разреза толщи. Развиты они на 3Л площади Ярегского месторождения. Как крупные (размерами до 4 х 1,5-2 км), так и более мелкие тела их имеют северо- западное и субмеридиональное простирание, неправильные очертания в плане и плоские караваеобразные формы в разрезе.

Условия залегания и петрографический состав изверженных пород, присутствие вулканических бомб, туфобрекчий, наличие туфогенного материала в вышележащих отложениях позволяют считать их эффузивными образованиями, формировавшимися в поверхностных условиях. Возраст их не моложе пашийского.

Толщина туфодиабазовой толщи на площади месторождения в среднем около 40 м (от 5-10 до 60 м).

Песчано-глинистые отложения верхней части пашийского горизонта несогласно залегают на породах туфодиабазовой толщи. В основании и в кровле пачки прослеживаются песчаники, кварцевые и полимиктовые, обычно тонко- и мелкозернистые, составляющие основную часть пластов Б и II. Толщины пластов, соответственно, 1,5-3 м и 4-8 м. Пласт Б невыдержанный на площади и из-за отсутствия значительного глинистого раздела часто объединяется с пластом II (пласт II + Б). Пласт II увеличивается в толщине в северо-западном направлении (до 13 м), в западном направлении пласт выклинивается близ границы месторождения. На Лыаельской площади толщина верхней песчаноглинистой пачки пашийского горизонта (пласт II +Б) около 7 м.

На песчаниках пласта II пашийского горизонта согласно залегают глинистые отложения кыновского горизонта, слагающие основную часть разреза кыновско-саргаевской слабопроницаемой толщи.

Кыновские отложения представлены слабо известковистыми аргиллитоподобными глинами с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников, а в верхней части разреза также мергелей и глинистых известняков. По литологическим признакам отложения расчленяются на два примерно равных по толщине подгоризонта: нижне- и верхнекыновский.

В подошве верхнекыновского подгоризонта выделяются пласт А, выраженный прослоями мелко и тонкозернистых, обычно глинистых, песчаников и алевролитов. Толщина пласта от 3 до 16 м, на Лыаельской площади – до 9 м. Пласт выходит под четвертичный покров в своде Ярегской структуры. Отложения пласта к востоку замещаются полностью на известняки с прослоями глин и мергелей мощностью около 10 м. Пласт А хорошо выдержан по площади. Общая мощность кыновского горизонта достигает 160 м, на Ярегском месторождении около 100-120 м.

Саргаевский горизонт (D3 sq). Отложения обнажены по р.Ухте выше устья р.Чуть и в нижнем течении р.Яреги. Представлены они аргиллитоподобными глинами и мелкими прослоями известняков, мергелей и песчаников. В основании лежит пачка песчаников (пласт I), по подошве которых проводится нижняя граница отложений. Пласт I на Ярегском месторождениии и в районе пос. Водный в основном размыт и сохранился лишь на флангах месторождения. Он сложен кварцевыми зеленовато-серыми алевролитами слюдистыми, песчаниками и бурокоричневыми аргиллитами. Мощность пласта 5-7 м, на Лыаельской площади – 12 м.

Глины известковистые и слюдистые, зеленовато-серые и голубоватосерые, с прослоями мергелей и глинистых известняков. Содержит богатую фауну брахиопод. Мощность саргаевского горизонта в среднем 40-50 м, максимальная мощность до 100 м.

Доманиковая свита (D3dm). Отложения обнажены по р. Ухте (ниже устья р. Чуть), в нижнем течении р. Чуть и по p.p. Доманик, Лунвож, Лыаель. Представлены они переслаивающимися между собой известняками, сланцами, известковистыми аргиллитами, глинами и кремнями.

Известняки трещиноватые, неравномерно кристаллические, плитчатые, битуминозные, коричневых и тёмных тонов. Сланцы глинистые, тонкоплитчатые. Для всего разреза характерна кремнистость и окремненность пород, наличие линз и пропластков сливных кремней, что обуславливает значительные затраты времени на бурение. Мощность обнажений изменяется от 0 до 70 м.

Лыаельская свита (D3lj).

Отложения развиты к востоку от р. Доманик и юго-западу от р. Лунвож, где они полосой в 1-4 км выходят под четвертичный покров. Обнажения лыаельских отложений встречаются по р. Ухте, ниже пос. Шудаяг и р. Доманик. К своду Ухтинской складки рассматриваемые отложения выклиниваются. Разрез Лыаельской свиты в восточной части района сложен преимущественно аргиллитоподобными глинами зеленовато-серыми, переходящими в аргиллит, с подчинёнными прослоями известняков и сланцев, в юго-западной части – теми же породами, что и доманиковая свита. Литологический состав пород лыаельской свиты аналогичен доманиковым отложениям. Мощность отложений изменяется от 0 до 90 и более метров.

Ветлосянская свита (D3vt).

Отложения обнажены по р. Ухте (г. Ухта) и вскрыты карьерами на горе Ветлосян. Толща исключительно однообразна и сложена почти целиком зеленовато-серыми и голубовато-серыми аргиллитоподобными глинами, известковистыми и песчанистыми, слюдистыми. Среди глин в виде редких маломощных прослоев отмечаются серые мучнистые мергели и доломиты, мелкокристаллические глинистые известняки, алевролиты и мелкозернистые песчаники. Мощность отложений колеблется от 0 до 200 м, увеличиваясь с запада на восток и на юго-запад от центра Ухтинской антиклинали.

Сирачойская свита (D3src).

Отложения выходят на дневную поверхность по р.Ухте (между городами Ухта и Сосногорск) и по руч. Пожняёль. Наиболее полно отложения изучены в обнажениях и карьерах на горе Сирачой, откуда и получили своё название. Стратотип отложений на горе Сирачой представлен толщей переслаивания известняков, глин и мергелей. В основании разреза залегает пачка песчаника. Известняки мелко- и среднекристаллические серых тонов, иногда глинистые, песчанистые, массивные или кавернозные, с трещинами, выполненными кальцитом. Среди известняков преобладают органогенно-обломочные и рифогенные разности. Глины песчанистые, слюдистые, известковистые. Мергели пластичные с прослойками глин и известняков. Мощность отдельных пачек известняков изменяется в пределах 1,5-9,5 м, глин – 1,5-5 м, мергелей – 0.7-7 м. Песчаники, залегающие в основании сирачойской свиты, кварцевые, мелкозернистые, массивные, с тонкими прослойками мергелей, глин, известняков. Суммарная мощность песчаников достигает 12-15 м. На юго- востоке района, в отличие от стратотипа, свита представлена преимущественно известняками. Отложения содержат многочисленные остатки брахиопод. Мощность сирачойской свиты достигает 100-150 м на востоке района и совершенно отсутствует (выклинивается) ближе к контуру Ухтинской антиклинали.

Ухтинская свита (D3uh).

Ухтинская свита, развитая в крайней северо-восточной части района, представлена карбонатными отложениями (известняки, мергели) нижней толщи (D3uh1). Мощность отложений не превышает 15 м рисунок 2.1.

Четвертичные отложения.

Четвертичные отложения, представленные комплексом ледниковых, водноледниковых и аллювиальных отложений, залегают на размытой поверхности палеозойских пород.

Тектоническое строение

Ухтинская брахиантиклинальная складка – главная структура второго порядка на Южном Тимане – структуре первого порядка. Она имеет простирание около 335°, длинную ось порядка 225 км и короткую – 60 км (по выходам верхнего карбона). Более крутое юго-западное крыло ее погружается под углом 2°-3°20', а широкое северо-восточное – под углом 1 °30'

В своде складки устанавливается несколько локальных пологих куполовидных структур 3-го порядка того же северо-западного простирания размером до 10-15 км. К одной из них приурочено Ярегское месторождение. Размеры ее 12.5 км по оси простирания и от 1.5 до 4.5 км по ширине. Складка асимметрична (северо-восточное ее крыло почти в три раза шире юго- западного), имеет пологое северо-восточное крыло (1°) и более крутое юго- западное (1-3°).

Ярегское месторождение приурочено к инверсионному поднятию, ограниченному системой нарушений, протягивающихся в северо-западном направлении в 6-7 км друг от друга (за контуром нефтеносности пласта III) в виде почти параллельных дугообразных зон. Одно из этих нарушений известно под названием "Ярегский" или "Большой Ярегский" сброс и, по-видимому, входит в систему нарушений, отделяющих Ухта-Ижемский вал от Тобысьской депрессии, так как в своей северной части служит непосредственной границей упомянутых тектонических элементов. Сброс выражен сложной системой разрывных нарушений шириной до 1 км. Суммарные смещения по кровле фундамента достигают 100 – 140.

Восточный сброс, выявленный при доразведке Ярегского месторождения на рудные ископаемые в 1967-1968 г.г., тоже представляет собой зону нарушения типа ступенчатого сброса с амплитудой смещения по фундаменту до 10-30 м, вблизи Верхнеижемского блока – до 80 м.

Инверсионное поднятие, заключенное между указанными системами нарушений, и является "сводовой частью Ухтинской складки" в исторически сложившемся представлении. Поскольку оно почти непосредственно граничит с Тобысьской депрессией, то отсюда вытекали выводы об асимметрии Ухтинской складки, о ее крутом юго-западном крыле и пологом восточном и т.д.

Детальное изучение геологического строения Ярегского месторождения, особенно в процессе его разработки шахтным способом, показывает, что кровля III пласта совпадает с выступом кровли метаморфических сланцев.

В современном рельефе сланцевого фундамента в пределах месторождения выделяются по меньшей мере четыре крупных тектонических элемента, имеющих выдержанное северо-западное простирание. Это, во-первых, слабо расчлененные выступы фундамента, протягивающиеся зоной шириной до км на крайнем западе шахтного поля 3 и непосредственно к западу от границы шахтного поля 2. Относительные превышения выступов над их подошвой достигают 20-45 м. Вторым крупным элементом рельефа фундамента является примыкающая к выступам сравнительно выровненная поверхность, более или менее равномерно падающая в восточном направлении. Она занимает всю остальную часть шахтного поля 3 и большую северную половину шахтного поля 1.

Меньшую южную половину этой шахты и почти всю шахту 2 занимает крупная внутренняя впадина шириной до 2 км с относительным превышением бортов до 20-30 м. Ее следует рассматривать как третий крупный тектонический элемент рельефа фундамента.

На крайнем востоке шахтных полей и непосредственно за их пределами впадину ограничивают значительно меньшие (до 10-15 м) поднятия в районе шахты 2 и выполаживания склонов фундамента в районе шахты 1. Очевидно, здесь намечается очередная тектоническая форма фундамента, вытянутая в том же северо-северо-западном направлении.

На тектонические трещины северо-западного простирания накладывается система нарушений субмеридионального простирания амплитудой до 20-100 м, разделяющих положительные и отрицательные дислокации соответствующего направления (в основном на периферии месторождения).

Весьма развитая тектоническая нарушенность фундамента и девонских отложений на структуре является не столько результатом додевонского орогенеза, сколько возрождающимися смещениями земной коры на протяжении всей последующей геологической истории месторождения.

Все породы месторождения различной степени трещиноваты и пересекаются дизъюнктивными нарушениями. Особое значение это имеет для продуктивных отложений, поскольку в значительной степени определяет их фильтрационно-емкостные свойства. Детальное изучение дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пласта и перекрывающих и подстилающих его пород изучено при проходке многочисленных горных выработок при шахтном способе разработки.

Дизъюнктивные нарушения на месторождении представляют собой относительно крупные трещины, сомкнутые или заполненные, зияющие или сопровождающиеся зоной дробления, которые под крутыми углами пересекают различные слои, пачки и тела и характеризуются обязательным смещением лежачего или висячего боков.

Среди них условно различаются:

- крупные, но относительно редкие, протяженностью 1 -3 км с величиной смещения 5-10 м;

- средние по размеру, протяженностью сотни метров сбросы и взбросы с амплитудой смещения до 2 м;

- мелкие дизъюнктивы, измеряемые десятками метров со смещением до 0.7 м, редко 0.5 м.

Все эти нарушения хорошо видны при описании выработок и нередко фиксируются нефтегазоводопроявлениями различной интенсивности в пересекающих их скважинах.

Все другие разрывы сплошности пород без их смещения относятся к трещинам. Более крупные трещины, секущие различные горные породы по всей их видимой мощности, относятся к трещинам первого порядка, а трещины, которые обычно не выходят за пределы одного слоя, – к трещинам второго порядка. Кроме того, можно выделить микротрещины, изучаемые только в шлифах.

Шахтная разработка месторождения показала, что лежащие на фундаменте девонские отложения осложнены многочисленными дизъюнктивными дислокациями, разбивающими структуру на множество блоков.

Распространенность нарушений определяется их вскрытием в среднем через каждые 25 м протяженности горной выработки.

Более крупные нарушения сопровождаются мощными зонами дробления и милонитизации в висячем боку, а смещения крыльев достигают 20 м по вертикали. В разрушениях, секущих весь разрез, амплитуда возрастает с глубиной и по кровле метаморфических сланцев в 2-3 раза больше, чем по кровле III пласта. Сбросы чередуются с взбросами по типу чередования горстов и грабенов. В направлении от центральных к периферийным участкам структуры смещения принимают более выдержанный характер.

Дизъюнктивные нарушения имеют разнообразное простирание, но преобладает продольное (СЗ-ЮВ). Связь между амплитудой смещения и протяженностью не наблюдается.

Нефтегазоносность

На площади лицензионного участка Ярегского месторождения в границах лицензионного участка ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" нефтепроявления отмечены в кыновских и пашийских слоях франского яруса верхнего девона в пластах I, А, II, и В, а также в старооскольском и афонинском горизонтах среднего девона в пласте III.

Нефтепроявления в пластах I, А, II, и В практического значения не

имеют.

На лицензионном участке разрабатывается нефтяная залежь, приуроченная к песчаникам III пласта.

Отложения нижней пачки афонинского возраста содержат нефть только на северо-западе месторождения, где они занимают наиболее приподнятую часть складки. Больше половины этой пачки (55%) представлены разнозернистыми (от мелко до крупнозернистых) песчаниками, с весьма различной примесью более грубых зерен; около 2% грубозернистыми гравелитами и конгломератовидными разностями; около 1% – тонкозернистыми песчаниками и около 1% алевролитами и аргиллитами.

Отложения афонинского горизонта промышленно нефтеносны. Однако они не входят в горный отвод ООО "ЛУКОЙЛ-Коми", поскольку предполагается их комплексная разработка совместно с освоением запасов титана Ярегской нефтетитановой компанией. Запасы нефти афонинского горизонта не являются объектом разработки в настоящем проекте.

Подавляющая часть запасов нефти содержится в песчаниках старооскольского горизонта средней и верхней пачек III пласта, которая на 63% состоит из мелкозернистых песчаников, на 19% – из тонкозернистых разностей и лишь на 5% приходится на песчаники разнозернистые.

Аргиллитов в ней 4.5%, а алевролитов и алевритистых песчаников – 8%. По многочисленным гранулометрическим анализам песчаников фракции 0.5- 0.25 и 0.25-0.1 в сумме составляет не менее 60-80% иногда до 95%, а более крупных зерен (0.5) в среднем около 3-5% и до 5% пелитовых частиц. Коэффициент сортировки песчаников обычно не превышает 1.6 и часто равен 1.3-1.4, местами до 1.1. Пелитовый и алевролитовый материал в цементе песчаников порового базального типа составляет обычно более 50%. Выход пелитовых фракций песчаников верхней пачки в среднем превышает 20%, достигая местами 35-40%.

По весовому нефтесодержанию на шахтах Яреги принято различать:

- насыщенные песчаники, содержащие 4 и более % нефти,

- пропитанные песчаники, содержащие от 3 до 4% нефти,

- битуминозные песчаники, содержащие менее 3% нефти.

Пропитанные и битуминозные песчаники, как правило, встречаются в

кровле или нижней части пласта.

Однако четкой границы по разрезу между этими группами не устанавливается.

III пласт на Ярегском месторождении представляет собой сложную перемежаемость различных по коллекторским свойствам прослоев, обычно изолированных друг от друга непроницаемыми аргиллитами. Вследствие этого, содержание нефти в песчаниках по вертикальному разрезу нефтеносной части не может быть однородным.

Кроме того, большинство аргиллитовых прослоев в пласте не выдерживается на всем его простирании, представляя собой линзы самых разных размеров.

Ограниченность связей по вертикали и по простиранию пласта затрудняет нормальное восстановление равновесия в пласте.

Газосодержание нефти невелико. На данный момент времени текущее (пластовое) давление после разработки пласта шахтным способом на естественном режиме не превышает 0,15-0,20 Мпа. Состав газа по Ярегскому месторождению измеряется в следующий пределах: метан – 88,2-99,3%) (среднее-95,2%о), гомологи метана 0,1-2,5% (среднее-0,5%), углекислота 0,3- 9,4% (среднее-2,44%), азот-инертные 0,0-12,6% (среднее 1,9%) и тяжелые I инертные 0,0-0,07 % (среднее-0,026%). В составе водорастворенного газа в пласте III содержится 12-29% метана, 8-20% азота и 60% углекислоты. Состав газа и целом соответствует составу нефти. Газовый фактор пластовой нефти из скв. 49р равен 1,223 м3т.

Таблица 1. – Состав растворенного газа Ярегского месторождения

Наименование

Газ, выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти

Попутный газ

Плотность газа, кг/м3

0,677

0,690

Метан, % масс.

98,56

96,5

Этан, %масс

0,20

0,49

Пропан, % масс.

0,04

Следы

Изобутан, % масс.

0,07

0,07

Н-бутан, % масс.

0,02

0,03

Изопентан, % масс.

0,03

Отс.

Н-пентан % масс.

Отс.

0,01

Гексаны, % масс.

Отс.

Отс..

Г ептаны + высшие

Отс.

Отс.

Углекислый газ, % масс.

Отс.

1,9

Азот, % масс.

1,08

1,23

Гелий

Не определен

Не определен

Сероводород

Не определен

Отс.

Гидрогеологические условия

В пределах площади Ярегского месторождения в границах лицензионного участка ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" по стратиграфолитологическому признаку, формам скопления и условиям циркуляции подземных вод выделены 7 водоносных комплексов и горизонтов:

- комплекс метаморфической венд-рифейской толщи;

- комплекс пласта III живетского яруса;

- горизонт пласта П+Б пашийских слоев;

- горизонт пласта А кыновских слоев;

- горизонт пласта I саргаевских слоев;

- комплекс доманиковых слоев;

- комплекс четвертичных отложений.

Незначительные водопроявления отмечаются в туффито-диабазовой толще пашийских слоев.

Пластовые воды метаморфических сланцев заключены только в трещинах. В верхней части толщиной около 100 м за счет выветрелости отсутствуют пути фильтрации воды. На глубине 100-400 м от кровли сланцев в крепких породах трещины являются флюидопроводами радиоактивных вод с дебитами до нескольких сот кубометров в сутки. Воды содержат в себе растворенный газ. С глубиной возрастают дебиты воды, содержание в ней хлора и радиоактивность.

Главный водоносный горизонт приурочен к песчаникам III пласта ниже водонефтяного контакта.

Раздел между нефте- и водонасыщенной частью не имеет зеркала поверхности, т.е. между ними существует переходная зона толщиной от 2 до 5 метров, местами до 10м.

На большей части северных и центральных площадей шахты 3, где пласт III имеет высокие абсолютные отметки, водоносная часть отсутствует, и нефтеносные песчаники залегают непосредственно на породах фундамента.

Общая толщина горизонта, включая переходную зону ВНК, в центре лицензионного участка составляет 47 м, а эффективная водонасыщенная толщина – около 5 м. Большую часть горизонта слагают разнозернистые лейкоксен-кварцевые песчаники с прослоями аргиллитов и алевролитов нижней пачки III пласта, включая прослои и линзы тонкозернистых песчаников среди аргиллитов и надрудных алевролитов.

По условиям залегания и характеру насыщения воды III пласта делятся на порово-пластовые, трещино-пластовые и связанные, по гидравлическому типу – к напорным. По степени минерализации вода соленая (в среднем 17.2 г/л), хлор-кальциевого типа, щелочная (рН=7.1), бессульфатная.

Вода порово-пластовая приурочена к порам песчаников, залегающим ниже нефтяной залежи. Эта вода подстилает залежь и классифицируется как нижняя краевая (контурная). Граница раздела нефтяной залежи и порово- пластовой воды приурочена к ВНК, включая переходную зону, и проходит в среднем на абсолютной отметке -62 м.

Трещинные воды размещены в трещинах пласта как в нефтенасыщенной его части, так и в водонасыщенных частях, а также частично в порах наиболее проницаемых пропластков нефтенасыщенных песчаников на участках интенсивной трещиноватости.

Связанные (остаточные) воды приурочены к поровому пространству песчаников нефтенасыщенной части III пласта, где удерживаются силами молекулярного сцепления. Количество связанной воды в нефтенасыщенных песчаниках составляет 12-13%.

Таким образом, часть III пласта является особым водоносным горизонтом, характеризующимся специфическим распределением и отдачей воды из пор и трещин, но находящимся в тесной связи с нижней контурной водой и имеющей единую с ним пьезометрическую поверхность.

Пьезометрический уровень стояния вод на западе лицензионного участка, где из-за шахтного водоотлива наблюдается его сильное снижение, не превышает -26/-30 м, а на востоке участка в пределах борта депрессионной воронки повышается до +20/-30 м. Это указывает на движение вод горизонта с востока и юга на запад и север при напорном градиенте от 0.06 до 0.36.

По проведенным опытным откачкам на НШ-1 и НШ-3 выявлен неустановившийся характер движения вод в горизонте. Коэффициенты фильтрации в нем колеблются в пределах 3.3-6.0 м3/сут при среднем значении 5.2 м3/сут, средний коэффициент пьезопроводности 1.2х 106 м3/сут.

Начальное гидростатическое давление в пласте по столбу воды в скважинах определялось в 1.1-1.4 МПа.

В верхней нефтеносной части пласта водоносность связана главным образом с поступлением вод по трещинам и зонам дробления из нижней части пласта, как например, на юго-западе участка, где дебиты в скважинах, пересекших трещинные зоны, составляли сотни (до 3000-5000) мЗ/сут, в то время как на участках со слабо развитой трещиноватостью они не превышали нескольких мЗ/сут и редко достигали десятков мЗ/сут, а средний коэффициент фильтрации равен 0.3 м3/сут.

О смешении вод, поступающих из различных местных внутрипластовых зон питания по трещинам, свидетельствует пестрота их степени минерализации (от 6.0 до 21.8 г/л). Как и в нижней контурной воде III пласта, в трещинных водах резко преобладают хлориды щелочей (72-90%) при подчиненном присутствии хлоридов щелочноземельных металлов (9.1-25%), сульфаты, как правило, отсутствуют.

Связь вод III пласта с водами вышележащих водоносных горизонтов возможна только по крупным тектоническим нарушениям главным образом за пределами контура нефтеносности. Более тесна их связь с водами, которые циркулируют по трещинам и в прослоях кварцитов среди метаморфических сланцев фундамента. Однако более или менее заметное пополнение запасов вод в пласте за счет вод фундамента возможно также за контуром лицензионного участка в зонах более крупных тектонических нарушений.

С момента внедрения термошахтного способа разработки откачка воды из шахт составляет 3-3,5 млн.м3 в год.

В водоносном горизонте пласта А вода опробовалась при проходке стволов шахт. Наибольший дебит отмечен на нефтешахте 1 (до 6-20 м3/сут), при проходке стволов на НШ-2 и НШ-3 дебиты воды были гораздо более низкие и запасы ее быстро истощались. Воды напорные, гидрокарбонат-натриевые, минерализация небольшая. Они использовались в качестве питьевых при вымерзании подземных надземных запруженных вод до создания более высокой плотины.

Водоносный горизонт четвертичных отложений сложен линзами плывуна среди суглинков и содержит воды сульфатно-натриевые безнапорные воды.

3. Перспективы развития Ярегского месторождения нефти

При годовом уровне добычи в 249550 т. извлекаемых запасов, числящихся на НШ-1, хватит более чем на 40 лет работы, но имеется принципиальная возможность доведения коэффициента извлечения до 0,7. В этом случае обеспеченность запасами увеличится до 80 лет.

Термошахтная технология добычи нефти нуждается в дальнейшем совершенствовании как в целях ускорения темпов отбора нефти из пласта и повышения нефтеотдачи в целом, так и минимизации расхода тепла на 1 тонну добываемой нефти. Этих целей прежде всего можно добиваться с помощью оперативного переориентирования интервалов закачки пара на неохваченных дренажом нефтяные прослои и участки разреза. Выявлять расположение этих прослоев можно как с помощью оценочных скважин, так и периодического приборного контроля (в частности температурного) стволов нагнетательных скважин (лучше всего эти мероприятия выполнять комплексно), т.е. практически необходимо разработать и внедрить систему мобильного регулирования интервалов закачки пара в разрезе продуктивного пласта.

Необходимо также исследовать с помощью бурения контрольнонаблюдательных и оценочных скважин, тематических работ и промышленных экспериментов возможности максимального использования режима стягивания для повышения эффективности процесса извлечения нефти. В целях снижения потерь нефти в недрах следует, в частности выявлять масштабы переформирования залежи (опускания водонефтяного контакта в центральной части депрессионной воронки) за счет гидродинамического напора пластового резервуара.

Но самые большие перспективы в развитии нефтешахт связываются с комплексным освоением Ярегского месторождения, которое предусматривает добычу из пласта не только нефти, но и титановой руды с сопутствующими компонентами, то есть на поверхность извлекается для последующей переработки весь продуктивный пласт.

Выводы

Несмотря на постепенное снижение поставок на мировой рынок легкой нефти, уровень мировой добычи сохраняется за счёт увеличения доли высоковязкой нефти, что подтверждает важность этого вида ресурса в энергетике будущего. В некоторых странах (США, Канада, Венесуэлла) разработка месторождений высоковязких нефтей играет роль не только в стабилизации, но и в повышении уровней добычи нефти.

В последние годы во многих нефтедобывающих странах мира было открыто большое число месторождений, содержащих значительные запасы таких нефтей. Относительно неглубокое залегание скоплений высоковязких нефтей и природных битумов способствует ускорению их поиска и разведки. В то же время успехи в области научного и практического обоснования применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов обеспечивают возможность достаточно надежно прогнозировать показатели и оценивать экономичность проектов разработки таких месторождений.

Опыт шахтной добычи показал, что с её помощью можно значительно увеличить степень извлечения нефти из недр, в особенности на месторождениях, истощенных предыдущей эксплуатацией, а в ряде случаев принять её в качестве первичного способа.

В последние годы значительно возрос интерес к шахтной разработке. Современные методы добычи нефти, хотя существенно и повысили степень нефтеотдачи, тем не менее позволяют извлечь из недр менее половины, содержащейся в них нефти. Основой для этих выводов послужило изучение опыта разработки шахтным и термошахтным методами Ярегского месторождения.

Литература

Захаров В.Д., Козулин A.H.. "Нефть и газ Коми АССР. Сборник документов и материалов", Сыктывкар, Коми книжное издательство, 1979г.

Короновский Н.В., Ясаманов Н.А. Геология. - М., 2011

Милютин А.Г. Геология. - М., 2012.