Понятие о процессе метаморфизма

2. Основная масса выявленных месторождений и залежей связана с четырьмя нефтегазоносными комплексами; верхнеордовикско-нижнедевонским карбонатным, среднедевонско-нижнефранским терригенным, верхнедевонско-турнейским и верхневизейско-нижнепермским карбонатными комплексами. В первых двух комплексах залежи контролируются регионально выдержанной глинистой кыновско-саргаевской покрышкой, а в последнем - глинисто-галогенной кунгурской покрышкой. Верхнедевонско-турнейский нефтегазоносный комплекс не имеет собственной региональной покрышки, и залежи в нем контролируются зональными и локальными глинистыми покрышками. Нефтегазоносность каждого из упомянутых комплексов обеспечивается как собственными нефтегазогенерирующими способностями, так и за счет вертикальных перетоков из нижележащих в вышележащие комплексы.

3. Большая часть разведанных запасов и прогнозных ресурсов нефти в провинции сконцентрирована в платформенной ее части, в тектонически подвижных зонах (Печоро-Колвинском авлакогене, Варандей-Адзьвинской структурной зоне и др.), формирование которых связано с древними рифтами, где оптимально сочеталось накопление нефтегазогенерирующих коллекторских толщ и покрышек с благоприятной термобарической обстановкой и крупными структурными ловушками.

4. Относительно стабильные области провинции (Хорейверская и Ижемская впадины, Омра-Лузская седловина) также играют существенную роль в процессах нефтегазонакопления, несмотря на отсутствие в их разрезах некоторых из основных нефтегазоносных комплексов (среднедевонско-нижнефранского в Хорейверской и Ижемской впадинах) и относительно слабое развитие крупных и контрастных валообразных поднятий. Однако последний неблагоприятный показатель в этих впадинах восполняется широким развитием рифогенных образований в верхнедевонско-турнейском комплексе, создающих ловушки углеводородов. В других нефтегазоносных комплексах стабильных областей - верхнеордовикско-нижнедевонском в Хорейверской впадине и среднедевонско-нижнефранском на Омра-Лузской седловине - залежи нефти и газа приурочены в основном к их окраинным зонам, на стыках с подвижными областями, где более четко проявляется структурный фактор (западный и восточный борта Хорейверской впадины, восточная и западная зоны Омра-Лузской седловины).

5. Одной из отличительных черт стабильных областей является их преимущественная нефтеносность, тогда как отдельным районам мобильных областей присущи как нефтеносность, так и газоносность в зависимости от степени проявления в них тектонической и палеогеотермической активности. Исключением является Варандей-Адзьвинская зона, где широко развиты нефтяные дегазированные залежи с повышенной плотностью нефтей.

Предуральский краевой прогиб, особенно его глубокопрогнутые центральная и внутренняя зоны, характеризуется  преимущественной газоносностью доорогенного (плитного) структурного этажа. Однако внешние зоны прогиба, наложенные на стабильные области Печорской плиты, могут рассматриваться как зоны нефтегазонакопления, где в менее жестком виде проявилась термобарическая напряженность.

Большую роль в  размещении залежей нефти и газа сыграл структурный фактор. Особенно резко он проявился в пределах подвижных областей провинции, где на месте глубоких грабенообразных палеопрогибов в заключительную фазу герцинского тектогенеза образовались крупные и высокоамплитудные валообразованные поднятия инверсионной природы- Колвинский и Печоро-Кожвинский мегавалы, Шапкина-Юрьяхинский и другие валы . Именно к структурам этого типа приурочена основная масса выявленных месторождений и залежей почти во всех нефтегазоносных комплексах, за исключением верхнедевонско-турнейского. При этом обращает на себя внимание многопластовый характер месторождений в этих зонах.

В карбонатном  комплексе верхнего девона - турне размещение залежей нефти контролируется главным образом формационным составом отложений. Большая часть выявленных залежей в этом комплексе связана с краевыми рифогенными образованиями, пересекающими все крупные тектонические элементы с юго-запада на северо-восток, а также с отдельными карбонатными банками и одиночными массивами в области развития некомпенсированной доманиковой впадины.

Важную роль в размещении залежей нефти и  газа играет и литолого-фациальный состав вмещающих отложений. Так, отложения  нижнего девона в составе верхнеордовикско-нижнедевонского  комплекса нефтеносны только в северо-восточных  районах Хорейверской впадины и  в Варандей-Адзьвинской структурной зоне, где они непосредственно перекрыты региональной кыновской покрышкой. В южной половине Хорейверской впадины нефтеносны отдельные горизонты чистых известняков и доломитов в макарихинской, сандивейской и веякской свитах нижнего силура, выходящие на поверхность предкыновского размыва . Большое влияние на формирование в них пород-коллекторов порово-кавернозно-трещинного типа оказали тектоническая раздробленность отложений и процессы размыва и выщелачивания. На отдельных месторождениях (Верхне-Возейское, Северо-Баганское) глубина развития коллекторов этого типа достигает 170 м. Напротив, в тех местах, где на поверхность предкыновского размыва выходят глинистые пачки карбонатов, залежи нефти в них отсутствуют даже при наличии благоприятных структурных условий.

Аналогичный характер развития коллекторов отмечается также  в нижнедевонских известняково-доломитовых  пачках, непосредственно выходящих  на поверхность предкыновского размыва  в Варандей-Адзьвинской зоне и  примыкающей к ней восточной окраине Хорейверской впадины.

В среднедевонско-нижнефранском  комплексе наблюдается определенная связь большинства месторождений, в том числе всех крупных, с  районами развития мощных толщ переслаивания  глинистых и песчаных пачек среднего девона в пределах грабенообразных палеопрогибов Печоро-Колвинского авлакогена, Мичаю-Пашнинского и Ухто-Ижемского валов. Однако в тех районах, где породы этого комплекса испытали палеопогружения на глубину более 5 км и высокие палеотемпературы, залежи в них редки или вовсе отсутствуют вследствие уплотнения песчаных пород и ухудшения их коллекторских свойств (северная часть Печоро-Колвинского авлакогена, а также большая северная половина Печоро-Кожвинского мегавала, Предуральский прогиб).

Весьма сложное  строение природных резервуаров характерно для доманиково-турнейского комплекса, что связано с резкой фациальной изменчивостью слагающих его отложений, сложным сочетанием мелководно-шельфовых образований, краевых рифовых построек, биогермных тел в терригенных и карбонатных клиноформах, одиночных карбонатных банок и массивов среди битуминозных доманикоидных фаций так называемой тройственной формации. Большинство залежей в этом комплексе располагается на юге и севере провинции в зоне краевых франско-фаменских рифов и изолированных карбонатных банок, обладающих большими объемами пород-коллекторов, экранированных зональными верхнефаменскими или нижне-среднефаменскими глинистыми покрышками.

Литолого-фациальный состав верхневизейско-нижнепермского комплекса также оказывает сильное влияние на характер размещения в нем залежей нефти и газа. По своему составу этот комплекс состоит из двух частей. Нижняя его часть, относящаяся к каменноугольной системе, отличается довольно выдержанным литолого-фациальным составом мелководных карбонатов, а верхняя часть - верхи карбона и низы перми – характеризуется резкой фациальной изменчивостью, сочетанием рифобанковых образований и депрессионных фаций, напоминающих строение верхнедевонской тройственной формации. В северной части провинции эти фации распространяются на обширных пространствах к востоку от западной границы Печоро-Колвинского авлакогена в сторону Предуральского прогиба и на север в акваторию Баренцева моря.

На юге провинции  залежи в этом комплексе, в основном, связаны с каменноугольными карбонатами  в краевом прогибе (газовые и  газоконденсатные) и, реже, с нижнепермскими мелководно-шельфовыми карбонатами  на Мичаю-Пашнинском валу. На севере провинции  западная граница промышленной нефтегазоносности комплекса совпадает с западной границей распространения депрессионных фаций сезымской свиты ассельско-сакмарского возраста. Все залежи здесь приурочены к валообразным поднятиям и заключены преимущественно в карбонатах среднего и верхнего карбона под сезымской и артинской зональными покрышками или в верхах карбона и нижнепермских рифобанковых постройках под артинской или кунгурской покрышкой. Именно благоприятное сочетание литолого-фациального состава отложений и высокоамплитудных валообразных поднятий обеспечивает высокую нефтегазонасыщенность этого комплекса в северной части провинции, где в нем сосредоточены основные разведанные запасы нефти и газа и все крупные месторождения.

В вышележащих  верхнепермском и нижне-среднетриасовом терригенных комплексах залежи нефти и газа распространены, в основном, в самых северных районах провинции и располагаются над залежами в карбонатном комплексе карбона - нижней перми, что дает основание рассматривать их как вторичные.

В настоящее время, когда достаточно четко проведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование провинции, выявлены практически все возможные нефтегазоносные комплексы в палеозойском чехле, опоискованы крупные структурные ловушки, актуальны вопросы разработки критериев зонального и локального прогноза и поисков средних и небольших по размерам сложнопостроенных ловушек, в том числе и неантиклинальных.

Принимая во внимание довольно высокую эффективность  поисков залежей нефти и газа в районах нефтедобычи или вблизи ранее открытых месторождений в предшествующие пять лет (1988-1993 гг.), основными направлениями для проведения поисково-разведочных работ в ближайшие годы целесообразно считать ареалы распространения главных осадочных комплексов с промышленной нефтегазоносностью с учетом выявленных в них закономерностей размещения залежей нефти и газа, плотности перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов, в том числе локализованной их части. При этом для выработки критериев зонального и локального прогноза нефтегазоносности в каждой перспективной зоне необходимо углубленное изучение типов и особенностей распространения пород-коллекторов, типов ловушек, времени их формирования и других важных показателей. 

4. Особенности разведки  газовых и газоконденсатных  месторождений. 
 

     1. Система разработки

Системой  разработки газовой  залежи (в технологическом значении этого понятия) называется комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа, конденсата и воды в пласте.

     Управление  процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технических мероприятий:

     А) определенного размещения рассчитанного  числа добывающих, нагнетательных и  наблюдательных скважин на структуре  и площади газоносности;

     Б) установления технологического режима эксплуатации скважин;

     В) рассчитанного порядка ввода  скважин в эксплуатацию;

     Г) поддержания баланса пластовой  энергии.

     Комплекс  исследовательских, профилактических и ремонтных работ, проводимых производственным персоналом предприятия, научно-исследовательскими институтами и специализированными организациями для поддержания проектного технологического режима эксплуатации всех элементов оборудования промысла, необходимого для производства товаров заданных кондиций, относится к эксплуатации залежей.

Особенностью  пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность  выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях  в результате снижения давления и  температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.

Газоконденсатные  месторождения могут разрабатываться  без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.

В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания  давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода - полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.

Разработка  газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо - и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.

В насыщенных залежах  при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.