Гидрогеологическая характеристика Лаявожского месторождения



В статье авторы исследуют геологические и гидрогеологические характеристики Лаявожского месторождения.

Ключевые слова: Лаявожское месторождение, геологическая модель, гидрогеологическая характеристика.

Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение

Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в Ненецком автономном округе Архангельской области в 80 км восточнее г. Нарьян-Map.

Открыто в 1971 г., находится в эксплуатации. Центр добычи — г. Нарьян-Мар. Приурочено к антиклинали Лайского вала (Денисовская впадина). Геологически относится Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В нарьян-марскую группу входят Кумжинское, Василковское, Коровинское, Ванейвисское и Лаявожское газоконденсатные месторождения.

Выявлено три залежи: газоконденсатная в нижней перми, нефтегазоконденсатная в нижней перми — верхнем карбоне и газовая в нижней триасе. Основная (газоконденсатная} залежь связана с карбонатными коллекторами сакмарского яруса нижней перми. Тип коллектора — порово-трещинный. Эффективная мощность 14,6 м. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Высота залежи 189 м. Начальное пластовое давление 24,5 МПа, t 58 °С. Содержание метана 80 %, конденсата 71 г/м ³ . Способ эксплуатации фонтанный.

Запасы углеводородов месторождения составляют по категориям С ¹ +С ² в 9,8 млн т. нефти и 140,1 млрд м ³ газа. Ближайшие ж/д станции — Печора и Усинск — удалены от месторождения по прямой соответственно на 295 и 220 км к юго-востоку.

В 2018 г. Газпром и ЛУКОЙЛ подписали соглашения о намерениях по совместному освоению Ванейвисского и Лаявожского месторождений. Тогда стороны наметили общие условия и порядок создания на паритетной основе совместного предприятия. Соглашение о стратегическом партнерстве между компаниями действует с 2014 г. сроком на 10 лет.

Геологическая модель строения залежей нефти и газа Лаявожского месторождения.

Лаявожская структура приурочена к северной части Лайского вала и представляет собой крупную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, западное крыло которой пологое, восточное крутое.

Нефтегазоконденсатная залежь в отложениях верхнего карбона- нижней перми является сводовой, массивной. Высота газовой шапки 59 м, нефтяной подгазовой залежи (подушки) — 20 м. Размеры залежи в контуре нефтеносности 20x7,5 км, в контуре газоносности — 17x6 км.

Коллектор порового и порово-кавернового типа представлен карбонатными породами. Максимальная нефтегазонасыщенная мощность достигает 26,8 м, принятая для подсчета эффективная нефтенасыщенная мощность составляет 4,1 м, газонасыщенная — 4,76 м. Открытая пористость для газонасыщенной части разреза составляет 17 %, нефтенасыщенной — 15 %. Покрышкой для залежи служит толща уплотненных трещиноватых карбонатных участками глинистых пород ассельско-сакмарского возраста мощностью 84–130 м.

Максимальный дебит нефти при испытании составил 194,1 т/сут. Максимальный дебит конденсатного газа — 328 тыс.м ³ /сут через диафрагму 17,1 мм.

Рис. 1. Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение

Нефть в залежи средней плотности, малосернистая, малосмолистая, малоасфальтенистая и парафинистая.

Газ в газовой шапке характеризуется плотностью по воздуху 0,799, является сухим, азотным, с низким содержанием углекислого газа. Сероводород в составе газа отсутствует.

Практически все запасы нефти Лаявожского месторождения сосредоточены в этой залежи, а запасы конденсатного газа составляют 10,4 % от запасов газа всего месторождения.

Газоконденсатная залежь в карбонатных отложениях ассельского яруса нижней перми литологически-экранированная. Среднее значение газонасыщенной мощности принято равным 1,9 м, открытая пористость составляет 13 %.

При совместном опробовании пластовой залежи («Р ₁ а») и массивной («C ₃ -P ₁ a») получен конденсатный газ дебитом 217,8 тыс.м ³ /сут.

Рис. 2. Геологический разрез продуктивных отложений карбона-перми

Запасы свободного газа в залежи составляют 0,5 % от запасов газа месторождения.

Газоконденсатные залежи в карбонатных отложениях сакмарского яруса нижней перми (пласты сводовые, пластовые, ограниченные на севере и северо-востоке литологическим экраном. Полностью все 4 пласта прослеживаются лишь на юго-восточном участке структуры. Из- за наличия широко развитой системы трещин в карбонатной части разреза все пласты образуют гидродинамически единый резервуар массивного типа, благодаря чему состав газа всех пластов практически одинаков.

Продуктивные отложения представлены органогенными известняками с поровым и каверно-поровым типами коллекторов и пористостью 15–22 %, разделенных прослоями глинистых известняков. Покрышкой для залежи служит толща глинистых известняков и глин артинского яруса, мощность которой увеличивается с юга на север от 157 м до 201 м.

Глубина залегания залежей составляет 2220–2240 м, газонасыщенные мощности изменяются от 0 до 12 м, высоты залежей — 52 (пласт III) — 189 м (пласт I).

Максимальный дебит газа составил 556 тыс.м ³ /сут. (на 22 мм штуцере) при испытании пласта И.

Газ залежей сухой, этановый, бессероводородный. Конденсат легкий (0,720 г/см ³ ).

По запасам свободного газа пласт «I» содержит 64 % от запасов всего газа по месторождению.

Гидрогеологическая характеристика Лаявожского месторождения.

Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение находится на одноименной антиклинали в северной части Лайского вала, расположенного в Денисовской впадине. Площадь месторождения 355 км ² .

Вскрытый разрез сложен породами от девонского до четвертичного возраста. Выделяют среднедевонско-нижнефранский, верхнедевонско-нижнекаменноугольный, визейско-серпуховский, каменноугольно-нижнепермский, верхнепермский, нижнетриасовый, средневерхнетриасовый, средневерхнеюрский, мел-четвертичный водонефтегазоносные и нижнефранский, нижнекаменноугольный, серпуховский, нижне- верхнепермский, нижнетриасовый, верхнетриасовый, юрско-меловой водоупорные комплексы.

Таблица 1

Химический состав подземных вод Лаявожского месторождения

Возраст пород

Интервал перфорации, м

Ионный состав, мг/л {в числителе), мг экв/л (в знаменателе)

Микроэлементы, мг/л

М, г/л

Тип вод

Воды

у, г/см 3

Сl -

SO 4 2-

НСО - 3

Са 2 +

Mg 2 +

Na +

К +

Вr -

I -

D2 — D3 f 1

4450–4500

115300/3253

450/9,5

30/0.5

15000/750

1200/97

554000/2407

340/8.7

628

10

188,5

хк

Нижние

1128

С 2–3

2553–2611

65800/ 1856

1040/21.6

1010/16.8

5300/264

1300/103

34500/1502”

1000/25.6

243

14

110,4

»

Нижние краевые

1076

С 3

2443–2448

60600/1710

1220/15.4

800/13.1

4700/233

1400/113

32300/1405

218

17

101,4

»

Подошвенные

1072

P 1

2431–2438

69100/1950

600/12.6

90/1.5

8600/432

1500/126

32400/1409

225

15

112,7

»

Нижние краевые

1079

P 2

1869–1893

44300/1250

10/0.2

10/0,1

5800/288

1300/106

19700/858

132

9

71,3

»

Верхние

1053

T 1

1534–1539

36500/1030

10/0,2

20/0,3

5200/258

900/70

16100/700

50/-

94

7

58,9

»

1043

Т 2–3

1237–1253

17400/490

20/0.5

70/1.1

2300/113

200/19

8300/-

64

7

28,3

»

»

1020

J 3

630–636

1700/ 49

160/3,4

240/3,9

800/4

4/0,3

1200/ 52

5

Не опр

3,4

сн

»

1003

Таблица 2

Характеристика газов подземных вод Лаявожского месторождения

Возраст пород	Интервал перфорации, м	Глубина, м и способ отбора пробы	Температура пласта, °С	Минерализация воды, г/л	Газовый фактор, см 3 /л	Объемная доля, %							Общаяупругость газа, МПа	Р г /Р в
						H 2	СО 2	СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	С 4 Н 10 +в	N 2 + peдкие
P 1	2431–2438	2430. ПД-3	60,8	112.7	1050	0,5	0,1	40.3	1,1	0,2	0,2	48,6	8,2	0,34
P 2	1869–1893	1800. ПД-3	44	71.3	790	Не обн	0,2	78,4	1,4	0,4	0,8	19,0	4,5	0,26
Т 1	1534–1539	1510, ПД-3	32,7	58,9	650	Не обн		78,8	1,6	0,1	Следы	19,5	3,0	0,22

Рис. 3. Сводный гидрогеологический разрез Лаявожского месторождения

Условные обозначения: 1 — галька и валуны, 2 — песок и супесь, 3 — суглинок, 4 — песчаник и алевролит, 5 — глина и аргиллит, 6 — мергель, 7 — известняк, 8 — доломит, 9 — гипс и ангидрит, 10 — глинистость пород,11 — стратиграфическое несогласие, 12 — абсолютная отметка статического уровня в пересчете на пресную воду, м, на схеме месторождения: 13 — изогипсы кровли нижнепермских известняков, км, 14 — скважина, 15 — общий контур продуктивности, 16 — линия разреза, на разрезе по линии I—I; 17 — водоупорный комплекс (основная покрышка на месторождении), 18 — газовая или газоконденсатная залежь.

Пластово-массивная сводовая, литологически ограниченная с севера газоконденсатная залежь с 20-метровой нефтяной подушкой приурочена к нижнепермским и средневерхнекаменноугольным известнякам. Она вскрывается на глубинах 2300–2450 м. Пачками глинисто-карбонатных пород залежь разделена на несколько эксплуатационных объектов. Коллекторы трещинно-порово-каверновые со средней пористостью 15— 22 % и проницаемостью (45–810)*10– ¹⁵ м ² , а в наиболее закарстованных интервалах до (1,4–6,4).10– ¹² м ² Кроме того, в базальном пласте нижнего триаса обнаружена мелкая газовая залежь (пористость песчаников 11–25 %, проницаемость до 650.10– ¹⁵ м ² ).

Среднедевонско-нижнефранский комплекс вмещает рассолы хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 188,5 г/л, обогащенные бромом (628 мг/л), с присутствием иода (10 мг/л) и бора (66 мг/л). Пластовая температура достигает 112,8° С. Комплекс на данной площади находится в зоне сверхгидростатического давления: получен фонтан сильно газированной воды дебитом 1000 м ³ /сут при статическом устьевом давлении 15,2 МПа.

Визейско-серпуховский комплекс водоносный, притоки в скважинах из интервала глубин 2770–2900 м и достигают 200 м3/сут.

Каменноугольно-нижнепермский комплекс содержит рассолы хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 98–128 г/л и концентрацией, мг/л: брома 217–293, иода 14–24, бора 65. Растворенные газы азотнометанового состава, газовый фактор до 1050 см ^З /л. Уровни вод в скважинах устанавливаются около отметки 15 м. Дебиты изменяются от 3–10 до 300–450 м ^З /сут, а из закарстованных интервалов получены притоки 1500–1700 м ³ /сут.

Воды верхнепермского и нижнетриасового комплексов — того же типа, с минерализацией 55–86 г/л, содержат бром (94–405 мг/л) и иод (7–18 мг/л). Газонасыщенность вод 650–790 см ^З /л, газ азотно-метанового состава.

В средневерхнетриасовом комплексе минерализация вод снижается до 28 г/л без изменения типа. Количество брома уменьшается до 64, а иода до 7 мг/л.

Средневерхнеюрский комплекс вмещает в основном солоноватые (3–5 г/л) воды сульфатно-натриевого типа, содержание брома до 6 мг/л, иод отсутствует.

Литература:

1. Мартынов, А. В. Геологические модели строения залежей нефти и газа [Текст]: метод. указания / А. В. Мартынов. — Ухта: УГТУ, 2013. — 23 с
2. Прищепа О. М., Богацкий В. И., Макаревич В. Н., Чумакова О. В., Никонов Н. И., Куранов А. В., Богданов М. М. Новые представления о тектоническом и нефтегазогеологическом районировании Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2011. -Т.6. — № 4. — Электронный ресурс URL:http://www.ngtp.ru/rub/4/40_2011.pdf (дата обращения: 21.05.2025 г.).
3. Гайдукова Т. А. «Нефтегазоносные провинции и области России». Учебное пособие, 2006 г. 113 с
4. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник/Под ред. Л. М. Зорькина. — М.: Недра, 1989–382 с.: ил.
5. Горная энциклопедия. / Гл. ред. Е. А. Козловский; Г69 Ред. кол.: М. И. Агошков, Н. К. Байбаков, А. С. Болдырев и др. — М.: Сов. энциклопедия. Т. 3. Кенган — Орт. 1987. 592 с.
6. Пармузина Л.В, Строение, условия формирования верхнедевонского комплекса Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и прогноз коллекторов: автореферат дис. доктора геолого-минералогических наук. — С.-Петербург, ИГКНЦ УрО РАН, 2005. — 50 с. Электронный ресурс URL: https://new-disser.ru/_avtoreferats/01002901677.pdf (дата обращения: 21.05.2025 г.).
7. Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л.Теплов и др. — С.-Петербург, Недра, 2004. — 396 с.