Стратиграфическая и литологическая характеристика Мармовичского месторождения

Длина IV блока составляет 1,875 км, ширина – 0,15 км. Границами структуры, расположенной в пределах  IV блока являются: на юге тектоническое нарушение, на севере и востоке – стратиграфическое экранирование (зона отсутствия межсолевых отложений тектонического происхождения), продуктивными являются елецко-задонские отложения.

Размеры I блока – 2,575 км х 0,8 км, Структура, расположенная в пределах I блока, представлена елецко-задонскими отложениями и является тектонически и стратиграфически экранированной.

Размеры II блока – 10 км х 1,825 км. Структура, расположенная на территории II блока, представлена задонско-елецкими отложениями и является тектонически ограниченной .

Южно-Мармовичский сброс пересечен скважиной 3 Мармовичской, пробуренной в пределах Южно-Мармовичского блока. По материалам сейсморазведки 3D сместитель сброса падает на юго-запад под углом 67º. Амплитуда его изменяется в пределах от 90 м до 290 м.

Людвиновский сброс трассируется по результатам сейсморазведочных работ и на основании анализа изменения толщин межсолевых отложений. Толщины этих отложений в опущенном блоке имеют самые высокие значения. Амплитуда сброса изменяется от 290 м до  350 м.

Положение Ново-Мармовичского сброса определено по результатам бурения скважин 54 и 55 Мармовичских. Сместитель сброса падает на юго-восток под углом около 59º, амплитуда составляет около 170 м.

Ново-Давыдовский сброс пересечен скважиной 55 Мармовичской, проходит между скважинами 139s2, 114, 133, 141, 140, 150, 151s3 Ново-Давыдовскими и скважинами 9012 Мармовичской, 139, 9022, 9028 Ново-Давыдовскими. Положение его установлено по мате-риалам сейсморазведки 3D и ВСП, которое проведено в скважинах 107, 150, 140, 130, 135, 139, 137 Ново-Давыдовских . Сместитель сброса падает на юго-запад под углом около 60º, амплитуда составляет около 140 -190 м.

Все перечисленные сбросы относятся  к системе Речицко-Вишанского регионального разлома.

На формирование сбросов в межсолевых отложениях влияли два фактора. Во-первых, это трудно предсказуемые процессы соляного тектогенеза нижнесоленосных отложений; во-вторых, конседиментационный характер подвижек по разлому. О переходе от платформенного этапа развития исследуемой территории к авлакогеновому свидетельствуют характер изменения толщин и состава речицких, воронежских и евлановских отложений. В этот промежуток времени происходило формирование Мармовичско-Давыдовского и Людвиновского сбросов. Начало формирования Ново-Мармовичского, Южно-Мармовичского сбросов можно отнести к ливенскому времени, так как толщины евлановских и межсолевых отложений по разные стороны от разломов существенно не отличаются, зато амплитуды этих сбросов по подошве домановичского горизонта существенно уменьшаются по сравнению с поверхностью евлановского горизонта. В задонско-елецкое время тектоническая деятельность по разломам сопровождалась соляным тектогенезом в нижнесоленосных отложениях, что сильно осложняет реконструкцию истории развития некоторых разломов. О воздействии соляного тектогенеза свидетельствуют разрезы изучаемых отложений, вскрытых скважинами Мармовичской площади. В них наблюдается закономерность: чем больше общая толщина отложений петриковского горизонта, тем больше толщина верхней соли и меньше толщина ливенских отложений, т.е. ливенская соль под действием горного давления, оказываемого галитовой подтолщей на ее нижние горизонты, видимо, переходила в пластичное состояние и начинала течь. Однако ведущая роль в процессе активного течения соли все-таки принадлежит регионально-тектоническому фактору: региональным колебательным движениям положительного и отрицательного знака и сопровождающим их блоковым движениям по разломам. При этом, чем глубже отлагались породы петриковского горизонта, тем глубже уходили отложения ливенской соли. С большей долей уверенности можно утверждать о продолжении тектонической деятельности в задонско-елецкий период времени в западной части Мармовичско-Давыдовского и Людвиновского разломов. Характер изменения литолого-фациального состава и толщин петриковского горизонта позволяют утверждать о продолжении развития тектонической деятельности в задонско-елецкий промежуток времени по Мармовичско-Давыдовскому, Ново-Давыдовскому и Людвиновскому сбросам. Небольшие амплитуды сбросов разломной зоны, вероятно, сформировались в карбоне и оресско-полесское время, что подтверждается разницей в общей толщине соответствующих отложений приподнятых и опущенных крыльев.

Таким образом, после осадконакопления межсолевых отложений на формирование структурного плана большое влияние оказал соляной тектогенез в нижнем соленосном комплексе. Процессы соляного тектогенеза, как в опущенном крыле, так и в приподнятом крыльях наиболее интенсивно проходили вблизи зоны отсутствия межсолевых отложений. Особенностью северного крыла является то, что эти процессы проходили менее интенсивно, чем в опущенном крыле и, в основном, внутри пачек соленосных пород. В южном крыле процессы соляного тектогенеза проходили более интенсивно, и в них вовлекались целые блоки соленосных пород .

Верхний структурный этаж, включающий пермские и мезокайнозойские отложения, соответствует позднеплатформенному этапу развития Припятского прогиба. Он характеризуется уменьшением степени дислоцированности пород, уменьшением амплитуды поднятия и выполаживанием углов падения пород вверх по разрезу. Палеогеновые и антропогеновые отложения залегают почти горизонтально.

3.НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

 

Мармовичское месторождение расположено в центральной части Речицко-Вишанской ступени Северной структурной зоны Припятского прогиба, где расположены такие месторождения, как Речицкое, Осташковичское, Вишанское, Давыдовское, Ново-Давыдовское и другие. Промышленная нефтеносность связана с межсолевыми и подсолевыми отложениями.

Предметом рассмотрения данного раздела  являются карбонатные отложения  елецкого, задонского, воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов. Коллекторами нефти являются кавернозные, трещиноватые, пористые доломиты, реже известняки.

В процессе нефтепоисковых работ на Мармовичской площади отмечались признаки нефтеносности в виде примазок, капелек и выпотов нефти на образцах керна, повышенных газопоказаний, нефтяной пленки на буровом растворе.

По состоянию изученности на 01.01.2006 г. в пределах Мармовичского месторождения с целью получения флюида в процессе бурения и в эксплуатационной колонне разрез межсолевых отложений испытан в 68 скважинах, подсолевых  отложений – в 34 скважинах. Общее количество испытаний разрезов межсолевых и подсолевых карбонатных отложений, вскрытых скважинами на Мармовичском месторождении, составило: в открытом стволе (в процессе бурения) соответственно – 145 и 67 испытаний, в эксплуатационной колонне соответственно– 126 и 38 опробований .

При испытании скважин в открытом стволе дебиты нефти из елецко-задонских отложений изменяются от 3,4 м³/сут (скв. 34) до 215 м³/сут (скв. 1), из подсолевых карбонатных отложений – от 0,8 м³/сут (скв. 9098) до 127 м³/сут (скв. 8). Испытания проводились на разных режимах (использовались штуцера диаметром от 10 мм до 22 мм).

При опробовании продуктивных отложений  в эксплуатационной колонне получены притоки нефти из елецко-задонских отложений дебитами от 0,3 м³/сут (скв. 11) до 403 м³/сут (скв. 32), из  подсолевых  карбонатных отложений – от  0,25 м³/сут (скв. 8) до 780 м³/сут (скв. 9090). Применяемые диаметры штуцеров – от 2 мм до 16 мм.

Детальное описание испытаний и  опробований по скважинам рассматриваемого месторождения приведено в отчетах. В данной работе приводятся результаты исследований, выполненные после 1987 г. (V блок) [6] и после 1989 г.

В 2003-2004 годах на территории I, II и IV блоков проводились детализационные сейсморазведочные работы 3Д. На основании сейсмических материалов 3Д в 2005 году отделом поисков и разведки Управления геологоразведочных работ РУП “Производственное объединение “Белоруснефть” уточнены геологические модели елецко-задонских залежей I, II, IV блоков.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА

 

Для характеристики гидрогеологических условий Мармовичского месторождения использовались данные анализов проб подземных вод, полученных в процессе опробования и испытания пластов непосредственно на Мармовичской площади, а также по соседним месторождениям.

По рассматриваемому месторождению  имеется 78 качественных анализов подземных  вод по 22 скважинам.

Как и во всем Припятском прогибе, здесь наблюдается вертикальная зональность подземных вод. Выделяются три гидродинамические зоны: активного, замедленного и весьма замедленного водообмена.

По условиям создания напоров и  разгрузки осадочный комплекс пород  подразделяется на два гидрогеологических этажа: верхний и нижний.

В свою очередь гидрогеологические этажи делятся на ряд водоносных комплексов.

Верхний гидрогеологический этаж представлен  двумя водоносными комплексами:

- верхний надсолевой водоносный комплекс мезокайнозойских отложений;

- нижний надсолевой водоносный комплекс пермских, каменноугольных, верхнедевонских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж также  состоит из двух водоносных комплексов:

- водоносный  комплекс межсолевых отложений;

- водоносный  комплекс подсолевых отложений.

Верхний надсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от антропогеновых до триасовых включительно и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Пробы подземных вод по описываемому комплексу на Мармовичском месторождении отсутствуют, поэтому его  гидрогеологическое описание ведется по аналогии с другими месторождениями в соответствии с общими закономерностями, присущими Северной структурно-тектонической зоне Припятского прогиба. Водовмещающие породы представлены кварцево-глауконитовыми разнозернистыми песками, алевролитами, слабосцементированными песчаниками, трещиноватым мелом и трещиноватыми, кавернозными известняками.

Описываемый комплекс относится к  зоне активного водообмена. Выделяются подзоны пресных (с минерализацией до 1 г/л) и слабосоленых (до 10 г/л) вод, разделенные юрскими песчано-глинистыми породами с прослоями известняка. Тип вод преимущественно гидрокарбонатно-натриевый или гидрокарбонатно-кальциевый по классификации В.А. Сулина. Пластовые температуры изменяются от 8 до 22^оС. Подземные воды данного комплекса широко используются населением для питьевых и технических нужд. Водоупорами служат сероцветные глины с прослоями мергелей и плотных песчаников нижнего мела, юры и триаса.

Нижний надсолевой водоносный комплекс относится к зоне замедленного водообмена и включает в себя пермский, каменноугольный и полесский (верхнедевонский) горизонты. Водовмещающими породами являются песчаники, алевролиты, известняки и доломиты, залегающие на глубинах 207-436 м, при средней толщине 400 м. Из отложений этого комплекса проб пластовой воды не отобрано. По аналогии с Вишанским месторождением воды комплекса можно охарактеризовать как соленые, хлоридно-магниевого типа с минерализацией 10 г/л. По гидрогеологическим условиям в нижнем надсолевом комплексе структура гидрогеологически раскрыта. Согласно классификации К.Ф. Богородицкого воды в этой части разреза теплые, температура изменяется от 19^оС до 35^оС. Нижним водоупором служат соленосные отложения верхней соленосной оресско-стрешенско-лебедянской толщи.

Водоносный комплекс межсолевых отложений находится в зоне весьма замедленного водообмена с отсутствием внешних и внутренних областей питания и перемещения рассолов. Водовмещающие породы представлены известняками и доломитами. Глубина залегания комплекса от 2624 м (скв. 16) до 3063 м (скв. 73), средняя толщина 143 м.

Описываемый комплекс опробовался  в скважинах 2, 11, 16, 22, 33, 72, 9003, 9008, 9101, 1 С-В, 11П, 101 Ю-Д, 9022 Н-Д, 9028 Н-Д. Химический анализ пластовой воды выполнен всего по 44 пробам, отобранным в открытом стволе и в эксплуатационной  колонне.

Водообильность комплекса различна и зависит от коллекторских свойств водовмещающих пород.  Дебиты вод меняются от 0,2 м³/сут при динамическом уровне 1098,5 м (скв. 9022 Н-Д) до 555 м³/сут (скв. 33, при испытании в открытом стволе). Пластовые температуры равны 52-59^оС, воды по К.Ф. Богородицкому относятся к очень горячим. Начальные пластовые давления, приведенные к отметкам ВНК,  изменяются от 32,2 МПа (V блок, ВНК -2481 м) до 34,5 МПа (IV блок, ВНК -2554 м). Расчетное гидростатическое давление составляет 26,7 МПа (V блок) – 29,4 МПа (II блок). Таким образом, воды межсолевого водоносного комплекса являются напорными, так как начальное пластовое давление выше условно-гидростатического.

По химическому составу воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоридно-натриевого и хлоридно-кальциевого  типа (по Сулину) с общей минерализацией 312,5-390 г/л и удельным весом 1,219-1,260 г/см³. Воды очень жесткие (по Алекину), так как содержание кальция равно 44088,0-71392,5  мг/л (среднее значение 55101 мг/л) и магния - 5005,0-9971,2 мг/л (среднее значение 7469 мг/л), слабокислые – рН изменяется от 4,23 до 6,5. В их составе отмечаются высокие концентрации аммония: 500-1070 мг/л (среднее значение 788 мг/л); брома: 1598,4-3870 мг/л (среднее значение 2496 мг/л); иода: 8,5-64,0 мг/л (среднее значение 37,8 мг/л). Сульфатность комплекса низкая: содержание сульфат-ионов составляет 24,4-788 мг/л (среднее значение 215 мг/л);  коэффициент сульфатности (SO₄*100)/CI равен 0,011-0,460 при среднем значении 0,109.

Корреляционные коэффициенты Na/CI (0,30-0,57), СI/Br (58,08-142,83), Са/Мg (2,90-8,62), (CI-Na)/Mg (4,0-9,5) показывают, что пластовая вода межсолевого водоносного комплекса сильно метаморфизована и относится к седиментационным водам морского генезиса, а также указывают на высокую гидрогеологическую закрытость комплекса, характерную для зоны весьма замедленного водообмена.

Содержание радия в водах  изменяется от 2,0*10^-10 мг/л до 8,5*10^-10 мг/л [1].

Нижним региональным водоупором служит евлановско-ливенская соленосная толща, отделяющая межсолевой комплекс от подсолевых отложений.

Водоносный комплекс подсолевых отложений  приурочен к зоне весьма замедленного водообмена и включает две различные по литологическому составу толщи: карбонатную и терригенную. Водовмещающими породами карбонатной толщи являются доломиты и реже известняки евлановских (кустовницкие слои), воронежских, семилукских, саргаевских отложений. Глубина залегания от 3006 м (скв. 9014) до 3216 м (скв. 9088), средняя толщина 63 м.

Водовмещающими породами терригенной  толщи являются песчаники и доломиты среднего девона (ланский, старооскольский, наровский, пярнуский, витебский горизонты), песчаники и алевролиты верхнего протерозоя.

При  опробовании  подсолевого  водоносного комплекса  получены  анализы пластовых вод только из карбонатной толщи в скважинах 2, 5, 8, 15, 22, 9014, 9101, 11В, 9029 Н-Д (всего 30 проб).  Дебиты  воды  сильно  дифференцированы и изменяются от 0,9 м³/сут при динамическом уровне 1088 м до 185 м³/сут при динамическом уровне 546,5 м (скв. 5). Температура комплекса изменяется от 61 до 70^ОC, воды по К.Ф. Богородицкому очень горячие.

Воды напорные, так как начальные  пластовые давления, приведенные  к отметке ВНК (-2860 м),  изменяются от 33,8 МПа (воронежская залежь) до 35,0 МПа (саргаевская залежь), а расчетное гидростатическое давление в среднем по подсолевому карбонатному комплексу составляет 30,4 МПа.

Формирование химического состава  вод происходит, как и в межсолевом комплексе, в основном, за счет ионов хлоридов кальция, натрия, магния. По химическому составу воды – крепкие рассолы хлоридно-кальциевого типа (по В.А. Сулину) с общей минерализацией от 317,1 г/л (скв. 5) до 395,0 г/л (скв. 2) и удельным весом от 1,222 г/см³ (скв. 5) до 1,276 г/см³ (скв. 2, 9101). Воды слабокислые - рН изменяется от 4,1 до 7; очень жесткие (по Алекину), так как содержание кальция в водах составляет 43286,4-101001,6 мг/л (среднее значение 74820,5 мг/л) и магния – 303,8-12770,0 мг/л (среднее значение 7937,5мг/л).

Для вод подсолевой карбонатной  толщи характерно высокое содержание аммония до 1000 мг/л (среднее значение 594 мг/л); кондиционные концентрации брома  изменяются от 2487,0 мг/л (скв. 9014) до 5293,4 мг/л (скв. 8) при среднем значении 3740 мг/л и иода достигают 35 мг/л (скв. 11В) при среднем значении 18 мг/л.