CC BY
410
УДК 553.98 (571.53)
А.В. Ахияров, К.М. Семёнова
Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс и его литолого-фациальные и стратиграфические аналоги в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции: перспективы нефтегазоносности и возможные осложнения при бурении
В связи с наличием проектов промышленной разработки Ковыктинского газоконденсатного, Марковского, Верхнечонского нефтегазоконденсатных и других месторождений на юге Сибирской платформы повышается актуальность поисков новых залежей углеводородов (УВ) и не только в пределах Непско-Ботуобинской антекли-зы. К перспективным территориям отнесены также Предпатомский прогиб и Ангаро-Ленская ступень (рис. 1). Работы последних десятилетий позволяют оптимистично оценивать карбонатные коллекторы галогенно-карбонатного комплекса трещинного и кавернозного типов, из чего следует необходимость изучения геологического строения осадочного чехла в вышеназванном стратиграфическом интервале [1].
Актуальность изучения бельско-булайского комплекса обусловлена в том числе высокой подвижностью Сибирской платформы, что создает дополнительные трудности при бурении (рапопроявления и прочее) и приводит к разрушению законсервированных скважин, а это оборачивается весьма серьезными эколого-экономическими последствиями [1].
Осадочный чехол в пределах исследуемой территории представлен рифей-вендскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими образованиями, слагающими Байкало-Патомский и Ангаро-Ленский прогибы. По литолого-структурным особенностям выделяют соленосный (галогенно-карбонатный), подсолевой и над-солевой комплексы (рассмотрение двух последних выходит за рамки настоящей работы). В подсолевой комплекс входят терригенные отложения трехчленного байкальского комплекса (голоустенская, улунтуйская и качергатская свиты верхнего протерозоя или рифея), а также непской свиты венда. Соленосный комплекс традиционно начинается с отложений усольской свиты нижнего кембрия, однако вскрытие бурением тирских солей на Пилюдинской, Рассохинской и других площадях дает основание включать в этот комплекс отложения тирской и даниловской свит венда.
Кроме усольской в соленосный комплекс входят отложения бельской, булайской, ангарской и литвинцевской свит нижнего и среднего кембрия. Это пестроцветные переслаивающиеся породы - преимущественно эвапориты, известняки, доломиты, ангидриты. Внутри этой толщи отчетливо выделяются отдельные пласты карбонатов - осинский пласт в низах усольской свиты, бельские карбонаты, булайский пласт (переслаивание доломитов и каменных солей с прослоями ангидритов и известняков), а также множество более мелких прослоев, придающих жесткость соленосному комплексу и способствующих передаче напряжений на большие расстояния. В то же время пластичные соли обеспечивают высокую подвижность пород этого комплекса: здесь фиксируется большинство горизонтов скольжения.
При этом нельзя не принимать во внимание тот факт, что отложения бельской и булайской свит (которые в совокупности и формируют бельско-булайский галогеннокарбонатный комплекс) в разные годы оценивались разными исследователями неоднозначно как в аспекте стратификации, так и в плане потенциальной нефтегазоносности [2-11].
Ключевые слова:
Бельско-булайский
галогенно-
карбонатный
комплекс,
зоны
предполагаемых
рапопроявлений,
перспективные
горизонты бельской
и булайской свит,
осинско-
нижнебельский
межрегиональный
резервуар.
Keywords:
Bielsko-bulaysky halogen-carbonate complex, zone of alleged brine manifestations prospective horizons of Belsko-bulayskaya sequence,
Osinsko-
Nizhnebelsky
interregional
reservoir.
№ 5 (16) / 2013
254
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
114° 120° в.д.
Месторождения нефти и газа: 1 - Атовское; 2 - Братское; 3 - Ковыктинское; 4 - Марковское;
5 - Ярактинское; 6 - Дулисминское; 7 - Пилюдинское; 8 - Даниловское; 9 - Верхнечонское;
10 - Нижнехамакинское; 11 - Кюельское; 12 - Среднеботуобинское; 13 - Хогото-Мурбайское;
14 - Маччобинское; 15 - Иктехское; 16 - Верхневилючанское; 17 - Вилюйско-Джербинское;
18 - Березовское; 19 - Кэдэргинское.
Зоны Предбайкальского надвигового сектора: А1 - Божеханская; А2 - Верхоленская; A3 - Жигаловская. Зоны Акиткано-Непского надвигового сектора: Б1 - Киренгская; Б2 - Марковско-Ичерская;
БЗ - Непская.
Зоны Предпатомского надвигового сектора: В - Березовская; В1 - Приленская; В2 - Ботуобинская. Боковые ограничения: I - Приангарское; II - Байкало-Усть-Кутское; III - Ичеро-Чайское; IV - Уринское. а - Ковыктинская зона разрушения осадочного чехла.
Структуры фундамента: НБА - Непско-Ботуобинская антеклиза; НС - Непский свод; MB - Мирнинский выступ; ПП - Предпатомский прогиб; НДВ - Нюйско-Джербинская впадина; БВ - Березовская впадина
Рис. 1. Схема строения Предбайкало-Патомского надвигового пояса
Во всем многообразии официальных экспертных оценок и частных мнений (начиная с 1970-х гг.) можно выделить три основных направления:
1) булайская свита не имеет самостоятельного стратиграфического значения, а является
подсвитой вышезалегающей ангарской свиты. Как потенциальный резервуар для поисков промышленных скоплений УВ не рассматривается (как, впрочем, и бельская) (Г.Г. Шемин, В.А. Каширцев, В.И. Демин, Ю.Н. Карагодин, А.В. Мигурский и др.);
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
255
2) бельская и булайская свиты - это две равновеликие стратиграфические единицы, образующие два мегарегиональных резервуара (соответственно, бельский и булайский), которые занимают ареал в пределах южной и центральной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) (И.П. Варламов, А.Э. Конторович, В.М. Лебедев, Н.В. Мельников, В.С. Старосельцев, В.С. Сурков, А.А. Тро-фимук, Э.Э. Фотиади и др.);
3) перспективной для поисков УВ является только нижнебельская подсвита, но совместно с отложениями усольской свиты в стратиграфическом интервале осинского горизонта (осинско-бельский резервуар) (Т.И. Гурова, Л. С. Чернова, В.Н. Богданова, Н.Е. Гущина, М.А. Замятин, А.М. Казаков и др.).
Рассмотрим отложения бельской и булай-ской свит.
Бельский межрегиональный резервуар
занимает южную и центральную части Лено-Тунгусской НГП (рис. 2). Он ограничен областью распространения солей в верхней подсвите бельской свиты.
Проницаемая толща резервуара представлена, главным образом, нижней подсвитой бельской свиты, в которой установлены христо-форовский и атовский горизонты. Общая мощность проницаемой части резервуара достигает 300 м, флюидоупора - 70^525 м. Площадь резервуара - 1140 км2 [2, 4].
Христофоровский горизонт - низы бельской свиты - образован переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. В нижней и верхней его частях преобладают более чистые разности карбонатов. На Христофоровской площади из пород горизонта получены притоки газа (дебитом 26 тыс. м3/сут) и нефти (250^300 л/сут). На Преображенской площади карбонатные породы христофоровского горизонта характеризуются открытой пористостью 0,48^16 %, межзерновой проницаемостью 0^42,3 мД, по макротрещинам - 17,7 мД (средняя), на Шамановской площади пористость - 0,09^12,2 %, проницаемость - 8,4 мД.
Нижнебельская подсвита в Присаяно-Ени-сейской синеклизе слагается доломитами, микро-, тонко-, мелко- и среднезернистыми, часто с комковатой, сферолитовой структурами, иногда глинистыми или алевролито-песчанистыми с прослоями доломитовых и доломитизиро-ванных известняков и мергелей. Открытая по-
ристость в породах составляет 1,0^12,5 %, в кавернозных доломитах она увеличивается до 20 %. Проницаемость здесь достигает 16,5^43 мД (по трещинам - до 60 мД), а в единичных случаях - 600^1030 мД. Часть пор заполнена солью [4].
На Камовском своде Байкитской антеклизы открытая пористость в карбонатных породах нижнебельской подсвиты составляет 0,4^8,2 % (в среднем 3,3^4,6 %), в районе Нижнего Приангарья - 2,4^37 %.
Из отложений атовского горизонта - кровля нижнебельской подсвиты - на Атовской площади получены притоки газа дебитом 18 тыс. м3/сут. Горизонт сложен доломитами и известняками с открытой пористостью 0,5^16 %, проницаемостью до 83 мД [12].
Разрез верхнебельской подсвиты представлен солями, микрозернистыми доломитами, мергелями, сульфатно-доломитовыми породами, реже с прослоями терригенных пород.
Породы верхнебельской подсвиты в отдельных ее частях также обладают достаточно высокими коллекторскими свойствами. На Камовском своде пористость карбонатов верхнебельской подсвиты равна 0,3^9,5 % (в среднем 4,6^5,5 %). Это стилолитизирован-ные кавернозные с форменными элементами доломиты с примесью терригенного материала. В терригенных разностях пористость находится в пределах 2^15 % (в среднем 5^10 %), в карбонатах - 2^22 % (в среднем 4^18 %), по шлифам - (вторичная) до 25 %. Проницаемость пород изменяется от 0,5 до 25 мД.
На территории Байкитской и Непско-Ботуобинской антеклиз бельский резервуар характеризуется как резервуар среднего качества (III класс) [13]. На остальной территории предполагается среднее и низкое качество резервуара - III и IV классы [13].
Булайский региональный резервуар распространен в южной и центральной частях Лено-Тунгусской НГП, площадь его ограничена областью распространения соленосного флюидоупора ангарской свиты (см. рис. 2). Результаты бурения Лиственничной, Поли-гусской и Тутончанской скважин, вскрывших бессолевые разрезы на уровне ангарской свиты, позволили достаточно точно ограничить зону распространения солей [9]. Резервуар включает карбонатные породы булайской свиты, нижнюю часть ангарской свиты в качестве проницаемого комплекса и соленосную ее
№ 5 (16) / 2013
256
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
а
б
Классы коллекторов:
II-III
III
III-IV
IV
V
граница распространения резервуаров
зона отсутствия коллекторов
Рис. 2. Ареалы распространения и схемы прогноза качества коллекторов бельского (а)
и булайского (б) резервуаров [4, 15]
часть в качестве флюидоупора. Мощность коллекторской части резервуара - 100^180 м, флюидоупора - до 250 м. Площадь, занятая резервуаром, равна 790 тыс. км2. В верхней части булайской свиты установлен биркинский горизонт - доломиты, глинистые и алевритисто-песчанистые доломиты, ангидритизированные доломиты, известняки. Дебиты газа из горизонта - 50^80 тыс. м3/сут. Открытая пористость пород невелика - 0,8^2,5 %, отмечены каверны до 2 мм. Проницаемость пород по трещинам - до 70^80 мД. Отложения булайской свиты в Присаяно-Енисейской синеклизе представлены микрозернистыми доломитовыми известняками, часто комковатыми, органогеннообломочными, с включениями водорослевых и известковистых доломитов замещения. Значения открытой пористости пород булайской свиты невысокие - 1,5^6,5 % (в среднем 2^3 %), и только на Среднинском профиле встречены прослои с пористостью 10^25 % и проницаемостью отдельных образцов кавернозных доломитов от 10 до 430 мД. Удельная поверхность трещин в карбонатах - 5^60 м2/м3. Открытая пористость пород булайской свиты на Камовском своде - 0,5^15 % (в среднем 2,5^3,0 %). На Куюмбинской площади в нижней части свиты распространены глинистые, анги-
дритизированные и микрофитолитовые доломиты, доломито-ангидриты, мергели и аргиллиты. Выше залегают битуминозные, сгустко-вые, микрофитолитовые разнозернистые доломиты, иногда окремненные, засолоненные, редко с ангидритом. Открытая пористость пород -R3 %, до 5^10 % каверн заполнены солью, а на Тайгинской площади такие каверны составляют 10^30 %. На Шамановской площади дебит газа из карбонатов биркинского горизонта составляет 57,6 м3/сут. На Непско-Ботуобинской антеклизе керн из этих интервалов не поднимался. Однако в скважинах отмечались зоны поглощения бурового раствора, выброс газа на Верхневилючанском месторождении, что позволяет положительно оценивать коллекторские свойства пород булайской свиты. В отложениях ангарской свиты Присаяно-Енисейской синеклизы существенную роль играют песчано-алевритовые породы. Среди песчаников встречаются средне-мелкозернистые, мелкозернистые, крупно-среднезернистые и неравномернозернистые полевошпат-кварцевые, слюдистые и полевошпат-кварцевые разности. Количество цемента в них изменяется от 15 до 45 % (чаще более 20 %). Пористость в песчаниках и алевролитах изменяется от 2 до 18 % при средних значениях 9^11 %. В карбонатных по-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
257
родах Присаяно-Енисейской синеклизы пористость - 1,5^20 % (в среднем 5^6 %), проницаемость - менее 1 мД. Породы трещиноватые. По данным [3, 14], удельная поверхность трещин на Троицкой площади составляет 62 м2/м3, трещинная проницаемость - до 190 мД; на Мурминской площади удельная поверхность трещин - 30^80 м2/м3. В пределах Ангаро-Ленской ступени и Непско-Ботуобинской анте-клизы в описываемом резервуаре в верхней и средней частях ангарской свиты выделен биль-чирский горизонт мощностью 110^120 м, представленный доломитами с включением песчаного и алевритового материала с прослоями солей и сульфатов [4]. Притоки нефти из горизонта получены на Непской, газа и конденсата - на Южно-Усть-Кутской, Марковской (скв. 5),
Христофоровской, Биркинской и Бильчирской (дебит газа составил 75^100 тыс. м3/сут) площадях. Как уже упоминалось, экранируются карбонатные коллекторы солями ангарской свиты. Наиболее насыщена ими верхняя ее часть. Например, на Ванаварской площади соли в ангарской свите составляют 48 % от ее мощности, на южном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы - до 70 %, на севере - до 40 %. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы этот резервуар по качеству отнесен ко II и III, на Ангаро-Ленской ступени к III, в Присаяно-Енисейской синеклизе к III-IV классам [7].
Осинский резервуар регионально выдержан на территории юга и центральной части Сибирской платформы в отложениях усольской свиты нижнего кембрия. В проницаемой части он состоит из пород осинского продуктивного горизонта мощностью 50^100 м [2, 4]. Его максимальная мощность отмечена в Присаяно-Енисейской синеклизе, минимальная - на юге Ангаро-Ленской ступени. Флюидоупором в резервуаре служат карбонатно-галогенные породы надосинской пачки усольской свиты мощностью 100^200 м.
В разрезе осинского горизонта преобладают известняки и доломиты, в подчиненном количестве присутствуют прослои ангидритодоломитов, ангидритов, редко мергелей, аргиллитов и солей. Однако осинский горизонт неоднороден по своему составу и строению. Доломиты доминируют в Присаяно-Енисейской синеклизе и Ангаро-Ленской ступени, известняки - в Непско-Ботуобинской антеклизе, более или менее равномерно эти породы распределены между собой в Камовском своде. На северо-
востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (НГО) в горизонте преимущественно доломитового состава до 15 % составляют прослои аргиллитов. Существенная особенность пород осинского горизонта - значительное содержание водорослевых и микрофитоли-товых образований, присутствие скелетной органики, составляющей иногда 60^90 % породы. Наблюдается двух- и трехчленное строение разрезов, причем обогащение пород водорослевыми компонентами большей частью свойственно средним участкам разрезов. Преимущественно в горизонте распространены коллекторы смешанного типа: порово-каверновые, каверново-поровые, трещинно-поровые, кавернозные и трещинно-поровые, стилолито-поровые и по-ровые [8, 15, 16]. Среди пустот встречаются поры остаточные, седиментогенные, перекристаллизации, каверны, выщелачивания и послойные макро- и микротрещины. Размеры пор - 0,016^0,8 мм (в среднем 0,08^0,17 мм), каверн - до 15 мм. Удельная поверхность тектонических трещин - до 25 м2/м3. Благоприятные факторы для формирования коллекторов - образование биогенных построек и постседимента-ционные процессы перекристаллизации и выщелачивания. Осинский горизонт перекрыт карбонатно-галогенными породами. На рис. 3 представлены схематические карты осинско-го и нижнебельского резервуаров. Коллекторы распространенены на значительной территории Непско-Ботуобинской антеклизы и перекрыты карбонатно-галогенными породами. Некоторые исследователи [4] отнесли эти зоны к резервуарам высокого и среднего качества. Открытая пористость пород - 0,5^24 %, межзерновая проницаемость - в основном (0,1^269) • 10-15 м2, трещинная проницаемость - от 0 до 48 • 10-15 м2.
На значительных территориях Непско-Ботуобинской антеклизы и Ангаро-Ленской ступени распространены резервуары с коллекторами низкого качества (IV класс), что обусловлено отсутствием коллекторов с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Открытая пористость пород в этих районах -0,2^10 %, межзерновая проницаемость -(0^15) • 10-5 м2, трещинная - (0^3) • 10-15 м2, редко до 25 • 10-15 м2. На Байкитской антеклизе в проницаемой части резервуар представлен породами с открытой пористостью 0,1^10 %, межзерновой проницаемостью (0^7) • 10-15 м2, трещинной проницаемостью (0^167) • 10-15 м2 (иногда более). Учитывая высокие экранирующие
№ 5 (16) / 2013
258
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 3. Ареалы распространения и схемы прогноза качества коллекторов осинского (а) и нижнебельского (б) резервуаров нижнего кембрия центральной и южной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции [4, 15]
свойства пород флюидоупора, качество резервуара в целом оценивается этими исследователями как среднее, а его отдельных участков -как низкое.
В Присаяно-Енисейской зоне и приборто-вых участках платформы на юге и юго-востоке фактически отмечается отсутствие промышленного резервуара нефти и газа, пористость пород - менее 5 % (практически непроницаемы), единичны прослои коллекторов VI класса (проницаемость - менее 0,01 • 10-15 м2).
Нижнебельский межрегиональный резервуар занимает южную и центральную части Лено-Тунгусской НГП, мощность его проницаемой части - до 300 м, флюидоупора -70-525 м.
Проницаемая часть резервуара представлена породами нижнебельской подсвиты (преимущественно известняками и доломитами, в подчиненном количестве встречаются аргиллиты, мергели, ангидрито-доломиты, ангидриты). Вблизи обрамления Присаяно-Енисей-ской синеклизы и Ангаро-Ленской ступени до 45 % разреза нижнебельской подсвиты составляют песчаники и алевролиты, разнообразные по гранулометрическому составу и количеству полиминерального цемента. В центральных частях Присаяно-Енисейской синеклизы и Ангаро-Ленской ступени 50-100 % раз-
реза сложены доломитами, прослои известняков составляют до 25 % от мощности разреза. Встречаются также прослои мергелей, аргиллитов, соли сульфатов. Породы стилолитизиро-ванные и трещиноватые. Известняки преобладают в разрезах подсвиты на Камовском своде и Катангской седловине, на юго-западе Непско-Ботуобинской антеклизы (50-75 %), а доломиты и глинистые породы имеют подчиненное значение, редко отмечаются маломощные прослои каменной соли [2, 4, 15].
На остальной части Непско-Ботуобинской антеклизы доминируют доломиты, второстепенная роль принадлежит известнякам и аргиллитам.
В нижнебельском резервуаре два продуктивных горизонта: христофоровский (нижняя часть нижнебельской подсвиты) и атовский (кровельная часть нижнебельской подсвиты).
Флюидоупором в нижнебельском резервуаре служат соленосные отложения нижне-бельской подсвиты, на большей части территории представленные мощными пластами каменной соли, переслаивающимися глинистыми доломитами, мергелями, сульфатнодоломитовыми породами. Вблизи обрамления в одних разрезах доминируют алевролиты, подчиненное значение имеют песчаники, доломиты, редко встречаются аргиллиты, в дру-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
259
гих главная роль принадлежит доломитам, остальные типы пород имеют подчиненное значение. В южных районах в разрезах флюидоупора пласты каменной соли (мощностью 10У25 м) составляют 25^50 %, по направлению к центру (Непско-Ботуобинская антекли-за, Катангская седловина, значительная часть Ангаро-Ленской ступени) ее содержание увеличивается до 50^75 %. Пласты каменной соли служат надежным экраном потенциально продуктивных горизонтов.
Лучшими качествами для формирования и сохранения УВ обладает резервуар в пределах Байкитской, Непско-Ботуобинской анте-клиз и Катангской седловины. Здесь распространены коллекторы с межзерновой проницаемостью (0^403) • 10-15 м2, трещинной проницаемостью (0^5) • 10-15 м2, открытой пористостью 0,2У21 % (в основном 5^10 %), иногда прослоями до 15У21 %. Породы экранированы пластами каменной соли и глинистых доломитов. Из отложений атовского горизонта в кровле нижнебельской подсвиты (Атовская площадь) получены притоки газа. Горизонт сложен известняками и доломитами с проницаемостью до 83 • 10-15 м2 и открытой пористостью 0,5^16 %. Разрез верхнебельской подсвиты представлен солями, доломитами, мергелями, ангидрито-доломитами, иногда с прослоями терригенных пород. Внутри разреза верхне-бельской подсвиты выявлены пласты возможных коллекторов УВ [4]. Это кавернозные карбонатные породы пористостью 2^22 % (в среднем 4^18 %) и песчаники пористостью 2^15 % (в среднем 5^10 %). Однако пласты каменной соли и ангидритов надежно экранируют проницаемую часть нижнебельского резервуара.
Бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс в пределах Ковыктинского лицензионного участка
Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) в соответствии с принятым нефтегазогеологическим районированием находится в пределах Ангаро-Ленской НГО. Глубоким бурением выявлен ряд перспективных объектов, которые могут содержать залежи УВ (рис. 4). Перспективные горизонты сверху вниз по разрезу можно объединить в три группы, соответствующие комплексам осадочных образований определенного генезиса:
• келорский, бильчирский, биркинский, атовский, христофоровский, балыхтинский и
осинский горизонты, входящие в состав галогенно-карбонатного комплекса;
• усть-кутский, относящийся к сульфатнокарбонатному;
• парфеновский (с доказанными промышленными запасами УВ), боханский и базальный, приуроченные к терригенному комплексу.
Следует отметить, что, по данным ОАО «РУСИА Петролеум» 2004 г., в процессе поисково-разведочного бурения на Ковыктинском ГКМ в исследуемом интервале разреза были отмечены не только косвенные признаки нефтегазоносности, но и участки интенсивного рапопроявления (рис. 5), что создавало значительные осложнения при бурении скважин: некоторые из них даже не подлежали капремонту из-за так называемого соляного столба - перелив рапы через устье. Капремонт остальных скважин накладывал на недропользователя значительное финансовое бремя, так как фактически это означает бурение скважины усложненной конструкции и по специальной технологии, а именно:
• проходка галогенно-карбонатной толщи на утяжеленном растворе с удельным весом
2,2 г/см3, для которого требуется весьма сложная технология утилизации;
• использование нестандартной обсадной колонны, выдерживающей горное давление 42^45 МПа (вместо привычных 8^9 МПа).
Нелбинско-Толбачанский нефтегазоносный карбонатный комплекс (НГКК) как литолого-стратиграфический аналог бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса. Чаяндинское НГКМ
На территории юго-западной Якутии стратиграфическому уровню бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса геохронологически и литолого-фациально соответствуют отложения нелбинской, толбачанской и эль-гянской свит, которые здесь повсеместно характеризуются повышенной глинистостью и незначительной трещиноватостью; пористость их уменьшается до долей процента, а проницаемость практически равна пулю (рис. 6).
Некоторыми исследователями [11] эти отложения отнесены к нелбинско-толбачанскому НГКК, отложения которого, на их взгляд, бесперспективны для поисков сколько-нибудь значительных скоплений УВ. Нефтегазопроявления в карбонатах этого комплекса установлены лишь в пределах Непско-Ботуобинского
№ 5 (16) / 2013
260
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
я
О
й о Я X о.w
я
Характеристика
пород
Горизонты,
пласты-
коллекторы
Примечания
я
I 5
g 3 w
я ^ О
О- я я
« ё с
И я ч о я
X
>Я
ЁЗ
« а
я 5 <и 9“
СО 5 Я- ¥
2 о
Я щ
2 я &2 « я о. о.
Песчаники,
алевролиты,
мергели
вишнево-красные, коричневые с прослоями аргиллитов, доломитов, реже -известняков
Поглощение
промывочной
жидкости
>Я
Я
о.
ю
я а я S
СО о н СО Я 0J
Ч я
ч II
ПЕ
Кепорский
и
<
Ч Г II
НЕ
Бильчирский
&
W
Переслаивание доломитов, каменных солей с прослоями доломитоангидритов, известняков
Биркинский
Атовский
m
н "и
Ш
Христофоровский
"Л” ТГ
П=
Балыхтинский
Поглощение промывочной жидкости
Поглощение промывочной жидкости, газопроявления до 100 тыс. м3/сут (скв. 27)
Поглощение промывочной жидкости, газопроявления (скв. 59, 61; в скв. 18 -до 20 тыс. м3/сут
Поглощение промывочной жидкости, водопроявление (скв. 3)
Поглощение промывочной жидкости.
Приток высокоминерализованной пластовой воды -до 4,8 тыс. м3/сут (скв. 18, 52)
II II
НЕ
Осинский
II II
Я
Ян
« я я X ч а w 5J1
Он СО
я ^ р я
сЗ О
я я. е л
НЕ
ПС
II г II
тле
не
ш
тт~^
Доломиты с прослоями ангидритизи-рованные глинистые
Усть-кутский
Парфеновский
Переслаивание
песчаников,
алевролитов,
аргиллитов
Боханский
Базальный
Газ, конденсат
Газ, вода
Слабое газопроявление
Архей
Кристаллический фундамент
| | аргиллиты
\~=-:т -~=-\ алевролиты
песчаники
PF---------=F1
I + I
доломиты известняки каменная соль
ангидриты мергели
шт кристаллические породы
глинистые
доломиты
Рис. 4. Ковыктинское ГКМ. Расположение перспективных горизонтов бельской и булайской свит в литолого-стратиграфическом разрезе (по данным ОАО «РУСИА Петролеум»)
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
261
56-к скважина пробуренная разведочная
УПГ-4
куст проектных эксплуатационных скважин
установка подготовки газа (УПГ)
граница лицензионного участка граница зоны УПГ
граница структурных блоков
дорога с покрытием
дорога проектная
граница участка опытнопромышленной эксплуатации
выявленная зона рапопроявлений
предполагаемая граница распространения рапопроявлений
Рис. 5. Ковыктинское ГКМ. Выкопировка из схемы прогноза зон рапопроявлений (поля запасов УВ категорий С1 и С2 показаны соответственно зеленым и желтым цветом)
нефтегазоносного района. Здесь же в процессе бурения на ряде площадей отмечались многочисленные поглощения бурового раствора. В Нелбинской, Мурбайской и Сюльдюкарской параметрических скважинах при вскрытии отложений толбачанской и эльгянской свит отмечались непромышленные притоки нефти. Установленные высокопористые интервалы не имеют определенной приуроченности к какой-либо части комплекса. Их суммарная толщина увеличивается в сводовых частях локальных поднятий. Возможно, что она будет выше в более высокоамплитудных структурах, в связи с чем отложения толбачанской и эльгянской свит при поисках нефти и газа могут представлять определенный
интерес (на среднесрочную и дальнюю перспективу). При этом необходимо учитывать, что наличие большого числа непроницаемых прослоев в пределах северо-восточного окончания Непско-Ботуобинской антеклизы значительно снижает перспективы их нефтегазоносности. В пределах самого Чаяндинского участка недр, расположенного в пределах Непско-Ботуобинского нефтегазоносного района, нефтегазопроявлений и рапопроявлений из вышеназванных отложений не отмечалось.
Суммируя вышеизложенное, можно сделать следующие выводы:
• несмотря на тот факт, что основные доказанные и перспективные запасы УВ в пределах
№ 5 (16) / 2013
262
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
известняки
|| II || | доломиты
\ 1 \\ мергели
|| л и ^ || | доломиты ангидритизированные
известняки доломитизированные
доломиты известковистые
j глинистые доломиты
] водорослевые доломиты ] и известняки
*++1 каменная соль + + I
А А А
ангидриты, ангидритизация
гипсы, загипсованность
rniniii породы кристаллического Yffffffn фундамента
траппы диабазов
пгл +
переслаивание доломитов, известняков и каменных солей
Рис. 6. Чаяндинское НГКМ. Сводный геолого-геофизический разрез (фрагмент) стратиграфического интервала Нелбинско-толбачанского НГКК - литолого-фациального аналога отложений бельско-булайского галогенно-карбонатного комплекса
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
263
Лено-Тунгусской НГП приурочены стратиграфически к терригенным коллекторам базальных горизонтов венда, бельско-булайский галогенно-карбонатный комплекс (и его хроностратиграфические и литолого-фациальные аналоги) также следует признать потенциально нефтегазоносным;
• в названных карбонатных коллекторах нижнего и среднего кембрия, перекрытых галогенными покрышками, залежи УВ выявлены на Марковском, Среднеботуобинском, Верхневилючанском, Вилюйско-Джербинском, Подкаменном, Даниловском и Преображенском месторождениях;
• в осадочном чехле рассматриваемой провинции может быть выделен ряд резервуаров нефти и газа и входящих в их состав продуктивных и возможно продуктивных горизонтов.
В отложениях кембрийской галогенно-карбонатной толщи промышленно продуктивны костинский, осинский, юряхский, усть-кутский и преображенский горизонты. Следует отметить, что полупромышленные или единичные непромышленные притоки нефти и газа в этой толще получены еще из ряда горизонтов на многих площадях Иркутского амфитеатра и Туруханского района (балыхтинский, христо-форовский, атовский, биркинский, бильчир-ский, келорский) [2]. Однако отсутствие здесь промышленных залежей не позволяет пока относить эти горизонты к регионально- и зональнопродуктивным.
Костинский продуктивный горизонт
приурочен к прикровельной части костинской свиты. Продуктивность его доказана на Подкаменном месторождении. Кроме того, из этой части разреза получены промышленные притоки газа в ряде скважин Сухотунгусской площади, притоки воды - в Анакитской (до 650 м3/сут), Тутончанской и Тунгусской (до 310 м3/сут) скважинах. Сложен горизонт доломитами пористыми, кавернозными. Его внутреннее строение и характер экранирования изучены недостаточно. Горизонт распространен на значительной части Северо- и Южно-Тунгусской фациальных областей [3, 4, 14, 15].
Осинский продуктивный горизонт приурочен к низам усольской свиты. Он уверенно прослеживается в разрезах всех скважин Иркутско-Тунгусской галогенно-карбонатной фациальной области [2, 15]. Состав пород доломитовый с подчиненными прослоями известняков. Мощность горизонта - 30^50 м.
Большую роль в обеспечении его фильтрационно-емкостных параметров играют процессы вторичных изменений пород и проявления трещиноватости. Открытая пористость колеблется от 0,1 до 10^12 %, проницаемость (в том числе трещинная) - 0^2000 мД. Горизонт промышленно нефтегазоносен на Марковском и Среднеботуобинском месторождениях. Кроме того, притоки нефти и газа в единичных скважинах получены на Атовской, Южно-Радуй-ской, Осинской, Илимской и других площадях.
Характерная особенность продуктивного горизонта - массивный характер резервуара, контролируемый участками повышенной трещиноватости пород в зонах развития дизъюнктивных дислокаций и локальными участками вторичных изменений пород, способствующих улучшению их фильтрационно-емкостных свойств. Роль региональной покрышки выполняют надосинские пачки каменных солей усольской свиты, в некоторых случаях экранами служат верхние непроницаемые прослои самого осинского горизонта [3, 4, 14, 15].
Юряхский продуктивный горизонт приурочен к верхней части иктехской свиты. Развит на северо-востоке Непско-Ботуобинской антеклизы в зоне замещения подосинских каменных солей карбонатными разностями. Промышленная продуктивность отложений доказана на Верхневилючанском и Вилюйско-Джербинском месторождениях. Сложен горизонт в основном доломитами пористыми, слабокавернозными [3, 4, 14, 15]. Открытая пористость пород изменяется от единиц до 18У20 %, абсолютная газопроницаемость достигает 25У28 мД, остаточная водонасыщенность - 10^60 %. Общая мощность горизонта составляет 40^42 м, мощность его верхней продуктивной части - 14^16 м. В южных районах Непско-Ботуобинской анте-клизы возрастным аналогом юряхского горизонта является усть-кутский. Последний залегает в кровле мотской свиты, сложен кавернозными доломитами. Промышленная нефтеносность горизонта доказана на Даниловской площади.
Преображенский продуктивный горизонт относится к нижней части средне-мотской подсвиты. Состав пород карбонатный. Газоносность отложений доказана на Преображенской и Даниловской площадях [3, 4, 14, 15].
Как было отмечено выше, обзор нефтегазоносных горизонтов в разрезе кембрия и докембрия Сибирской платформы показывает, что основные залежи нефти и газа
№ 5 (16) / 2013
264
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
приурочены к терригенной, вендской части осадочного чехла. В то же время в гораздо более мощном нижне-среднекембрийском галогенно-карбонатном комплексе обнаружено сравнительно мало промышленных скоплений УВ. Не исключено, что причина этого несоответствия кроется в недостаточном количестве рациональных методик поисковых работ.
Список литературы
1. Сметанин А.В. Предбайкало-Патомский надвиговый пояс / А.В. Сметанин // Геология нефти и газа. - 2000. - № 1.
2. Анциферов А.А. // Геология нефти и газа Сибирской платформы / А.А. Анциферов,
В.Е. Бакин, И.П. Варламов; под ред.
А.Э. Конторовича, В. С. Суркова,
A. А. Трофимука. - М.: Недра, 1981.
3. Воробьёв В.Н. Межрегиональная корреляция /
B. Н. Воробьёв, А.О. Ефимов, Н.В. Мельников // Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции. -
М.: Недра, 1977.
4. Гурова Т.И. Литология и условия формирования нефти и газа Сибирской платформы / Т.И. Гурова, Л.С. Чернова,
Н.Е. Богданова. - М.: Недра, 1988.
5. Карасёв И.П. Геология и нефтегазоносность юга Восточной Сибири / И.П. Карасёв. -М.: Недра, 1969.
6. Казаринов В.В. Геохимическая характеристика нефтей и газов Хапчагайского поднятия Вилюйской синеклизы / В.В. Казаринов,
А.Э. Конторович, Р.Е. Мачинская // Материалы по геологии и нефтегазоносности Восточной Сибири: сб. науч. тр. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1967.
7. Краснов И. И. Геология Сибирской платформы / И. И. Краснов, М. Л. Лурье, В. Л. Масайтис. -М.: Недра, 1966.
8. Марьенко Ю.И. Нефтегазоносность карбонатных пород / Ю.И. Марьенко. -М.: Недра, 1978.
9. Мельников Н.В. Геология и нефтегазоносность Лено-Тунгусской провинции /
Н.В. Мельников. - М.: Недра, 1977.
Большее внимание, по-видимому, следует уде -лять вопросам поисков зон замещений каменных солей карбонатными породами (на всех без исключения иерархических уровнях - локальном, зональном и региональном), в которых возможно обнаружение промышленно продуктивных горизонтов типа юряхского.
10. Шемин Г. Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина) / Г.Г. Шемин. -Новосибирск: СО РАН, 2007.
11. Юхмина В.М. Нефтегазоносность карбонатных отложений юго-западной Якутии /
В.М. Юхмина, В.М. Дьяченко // Геологические и экономические аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Якутии. - Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1988.
12. Шашин С .Г. Рекомендации к исследованию пород-коллекторов нефтегазоносных горизонтов / С.Г. Шашин, Л.А. Будда,
Н. И. Комарова и др. - Иркутск:
Изд-во Иркутского университета, 1977.
13. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение / А. А. Ханин. - М.: недра,
1969. - С. 53-57.
14. Воробьёв В. Н. Корреляция кембрийских галогенно-карбонатных отложений Иркутского амфитеатра, Ботуобинского района и Берёзовской впадины / В. Н. Воробьёв,
А.О. Ефимов, М.А. Жарков и др. // Геология и геофизика. - 1978. - № 7.
15. Гурова Т.И. Методические рекомендации по изучению и научному прогнозированию резервуаров нефти и газа / Т.И. Гурова,
Л.С. Чернова, Р.С. Рояк // Труды СНИИГГиМС. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 1986.
16. Кузнецов В.Г. Органогенные постройки кембрия Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) / В.Г. Кузнецов,
О.В. Дон // Бюлл. МОИП. - 1984. - № 5.
№ 5 (16) / 2013
