Согласно нефтегазогеологическому районированию лицензионный участок приурочен к северной части Колвависовского нефтегазоносного района (НГР) Хорейверской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП).
Залежи нефти установлены в силлурийских и нижнедевонских отложениях.
Месторождение им. Г. Фёдорова открыто в 1987 г. Структурно приурочено к моноклинали, погружающейся в северо-восточном направлении, осложнённой локальными структурами, а также серией разломов субмеридионального простирания. Наиболее крупные разломы делят месторождение на три блока: западный, центральный и восточный.
Продуктивность месторождения им. Г. Фёдорова связана с отложениями верхнего силура, а также нижнего и верхнего девона, в составе которых выделено 5 продуктивных пластов (снизу вверх):
Силлурийский комплекс отложений характеризуется структурной картой по отражающему горизонту IV (рисунок 1), которые были построены по материалам сейсморазведочных работ МОГТ. По данным картам, можно заметить, что большое количество дизъюктивных нарушений направлено в северо-западном и имеют субмеридианальную ориентировку. Среди них, наиболее высокоамплитудным является разлом I, смещение глубоких горизонтов по которому составляет в среднем 80–100 м. Выше по разрезу влияние разлома I ослабевает и по размытым нижнедевонским отложениям его амплитуда не превышает 80 м. Остальные разломы — малоамплитудные, со смещением менее 50 м.
Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту IV
На месторождении им. Г. Фёдорова градиент северо-восточного погружения поверхности силурийских отложений по данным бурения составляет порядка 20 м/км.
На структурной карте по отражающему горизонту IV (рисунок 1) в пределах лицензионного участка условно можно выделить три тектонические зоны: Западную, Центральную и Восточную.
Залежи пластаS2(D1-А) приурочены к пласту доломитов, прослеживающемуся в кровельной части отложений гребенского горизонта верхнего силура. Пласт состоит из 9 залежей (в центральном блоке — 3 залежи, в западном блоке — 6 залежей). (рисунок 2). Залежи центрального блока по типу — пластовые, сводовые, тектонически ограниченные. Залежи западного блока по типу пластовые, сводовые, ограниченные тектоническими нарушениями. Некоторые из залежей ограничены тектоническими нарушениями со всех сторон. К ним относятся Зап.-Варкнавтская залежь, Обсединская и Вост.-Обсединская залежь. Садаяхинская + Садаяхинская + Южно-Садаяхинская залежь приурочена к структурно-стратиграфической ловушке, осложнённой тектоническими нарушениями.
Рис. 2. Структурная карта по пласту S2
Таким образом, можно сделать вывод что месторождение имеет огромный потенциал и существуют большие перспективы при разведке месторождения (значительная часть запасов относится к предварительно оцененным запасам категории B2).
При проектировании местоположения и количества разведочных скважин исходили из необходимости решения основных геологических задач, поставленных перед разведочным бурением: уточнение геологического строения залежей (установление ВНК, определение истинных размеров залежей), перевод запасов категории B2 в категорию B1 и т. д.
Для выполнения поставленных задач предусматривается бурение 6 разведочных скважин: 6, 7, 11, 13, 14, 15.
Скв. 6 закладывается на Обсединской залежи Западного блока, с целью перевода запасов нефти по пласту S2, подсчитанных по категории B2, в категорию B1.
Скв. 7 закладывается на Западно-Варкнавтской-III залежи Западного блока с целью перевода запасов нефти по пласту S2, подсчитанных по категории B2, в категорию B1.
Скв.11 закладывается на Западно-Варкнавтской-I залежи Западного блока, с целью перевода запасов нефти по пласту S2, подсчитанных по категории B2, в категорию B1.
Скв.13 и 14 (зависимые) закладываются в пределах Садаягинской залежи с целью перевода запасов нефти по пласту S2, подсчитанных по категории B2, в категорию B1. Скв.13 и 14 — зависимые от результатов переиспытания скв.33 СДГ.
Скв.15 (зависимая) — закладывается в северной части Обсединской залежи Западного блока, с целью перевода запасов нефти по пластам S2 и D1-I, подсчитанных по категории B2, в категорию B1. Скв.15 — зависимая от результатов бурения и испытания скв.11.
Таким образом, проектируется бурение 6 разведочных скважин со вскрытием отложений верхнего силура глубиной 4150 м. По окончании разведочного бурения предполагается перевод запасов нефти категории B2 в категорию B1. При бурении проектного количества разведочных скважин ожидаемый прирост извлекаемых запасов категории B1 составит 5 млн т.
Литература:
- Большаков Р. Г., Кончиц Е. Н. и др. Атлас нефтегазоносности и перспектив освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья Ненецкого Автономного Округа. –Нарьян-Мар: ГУП НАО «НИАЦ», 2004.
- Максимов В. Н., Паталов М. Н. и др. Изучение геологического строения поддоманиковых девонско-силурийских отложений северо-восточного склона Большеземельского свода и выделение в них ловушек углеводородов в 1991–92 гг.– Санкт-Петербург: ПГО «Севзапгеология», ГГП «Нарьян-Марсейсморазведка», 1992. — 433 с.
- Цыбин В. П. Подсчет запасов нефти в карбонатах нижнего девона месторождения им. А. Туполев за 1992 г. — Архангельск: НТЦ АО «Архангельск-геолдобыча», 1993.
